FlexiTorr – Flexibilisierung der Energiebereitstellung ... · Auf der 5. Statuskonferenz des BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“ am 14./15. November 2013 wurde

FlexiTorr – Flexibilisierung der

Energiebereitstellung durch den

Einsatz torrefizierter Brennstoffe

Endbericht

Herrmann, André

Ziegler, David

Zeng, Thomas

Hartung, Sascha

Witt, Janet

Projektleiter: André Herrmann (DBFZ)

Projektmitarbeiter: Frank Döhling, Thomas Zeng, Janet Witt, David Ziegler (DBFZ)

Sascha Hartung (Burkhardt)

DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH

Torgauer Straße 116

04347 Leipzig

Tel.: +49 (0)341 2434-112

Fax: +49 (0)341 2434-133

www.dbfz.de

[email protected]

Datum: 06.10.2017

http://www.dbfz.de/

mailto:[email protected]

FlexiTorr – Flexibilisierung der Energiebereitstellung durch den Einsatz

torrefizierter Brennstoffe

II

Zuwendungsgeber: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi)

Postfach 12 06 29

53107 Bonn

Ansprechpartner: DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH

Torgauer Straße 116

04347 Leipzig

Tel.: +49 (0)341 2434-112

Fax: +49 (0)341 2434-133

E-Mail: [email protected]

Internet: www.dbfz.de

Dipl.-Ing. André Herrmann

Tel.: +49 (0)341 2434-573


Dr.-Ing. Janet Witt

Tel.: +49 (0)341 2434-436


Erstelldatum: 06.10.2017

Projektnummer DBFZ: P3330017

Förderkennziffer:: FKZ 03KB091A

Gesamtseitenzahl + Anlagen: 113


http://www.dbfz.de/


Inhaltsverzeichnis

III

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis .....................................................................................................................................................................III

1 Kurze Darstellung ................................................................................................................................................ 1

1.1 Aufgabenstellung ....................................................................................................................................................... 1

1.2 Voraussetzungen, unter denen das Vorhaben durchgeführt wurde ................................................................... 1

1.3 Planung und Ablauf des Vorhabens ........................................................................................................................ 1

1.4 Stand von Wissenschaft und Technik, an den angeknüpft wurde ..................................................................... 4

1.5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen ................................................................................................................... 4

2 Eingehende Darstellung ...................................................................................................................................... 5

2.1 AP 1: Projektmanagement ....................................................................................................................................... 5

2.2 AP 2: Brennstoffbeschaffung und –charakterisierung ........................................................................................ 6

2.3 AP 3: Einsatz torrefizierter Biomasse in Kleinfeuerungsanlagen....................................................................... 9

2.3.1 Material und Methoden ........................................................................................................................... 9

2.3.2 Versuchsdurchführung .......................................................................................................................... 12

2.3.3 Ergebnisse der Voll- und Teillastversuche an Kessel 1 und 2 ......................................................... 15

2.3.4 Bilanzkenngrößen nach Methodenhandbuch .................................................................................... 29

2.3.5 Lastwechselversuch an Kessel 3 ......................................................................................................... 29

2.3.6 Zusammenfassung und Fazit ............................................................................................................... 32

2.4 AP 4: Einsatz torrefizierter Biomasse im Laborvergaser ................................................................................... 33

2.4.1 Messkonzept und Messgeräte ............................................................................................................. 33

2.4.2 Durchführung der Messungen und Messergebnisse ........................................................................ 34

2.4.3 Fazit .......................................................................................................................................................... 37

2.5 AP 5: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer Pilot-Vergasungsanlage .......................................................... 38



2.5.3 Fazit .......................................................................................................................................................... 44

2.6 AP 6: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer kommerziellen Vergasungsanlage ....................................... 45



2.6.3 Fazit .......................................................................................................................................................... 56

2.7 AP 7: Technische, ökologische und ökonomische Analyse............................................................................... 57

2.7.1 Determination verschiedener Konversionspfade .............................................................................. 57

2.7.2 Technische Analyse................................................................................................................................ 59

2.7.3 Ökologische Analyse .............................................................................................................................. 60

2.7.4 Ökonomische Analyse ........................................................................................................................... 68

2.7.5 Fazit .......................................................................................................................................................... 78

2.8 AP 8: Evaluierung der Ergebnisse ......................................................................................................................... 79

2.8.1 Vergleich der Brennstoffeigenschaften und Ermittlung der Eignungsfähigkeit der getesteten

Konversionsanlagen für den praktischen Einsatz ............................................................................. 79

Inhaltsverzeichnis

IV

2.8.2 Road-Map zur Markteinführung von torrefizierter Biomasse zum Einsatz in thermochemischen

Kleinanlagen ........................................................................................................................................... 82

2.9 Zusammenfassung .................................................................................................................................................. 85

2.10 Wichtigste Positionen des zahlenmäßigen Nachweises ................................................................................... 87

2.11 Notwendigkeit und Angemessenheit der geleisteten Arbeit ............................................................................ 87

2.12 Voraussichtlicher Nutzen, insbesondere die Verwertbarkeit des Ergebnisses im Sinne des

fortgeschriebenen Verwertungsplans ................................................................................................................... 87

2.13 Während der Durchführung des Vorhaben dem ZE bekannt gewordenen Fortschritt auf dem Gebiet des

Vorhaben bei anderen Stellen ............................................................................................................................... 87

2.14 Ergebnisverwertbarkeit und Veröffentlichungen ................................................................................................ 88

Abbildungsverzeichnis .................................................................................................................................................... 89

Tabellenverzeichnis ........................................................................................................................................................ 92

Literaturverzeichnis ........................................................................................................................................................ 94

A 1 Anlage Erfolgskontrollbericht .......................................................................................................................... 97

A 1.1 Erzielter Beitrag zu den förderpolitischen Zielen ................................................................................................ 97

A 1.2 Ergebniszusammenfassung ................................................................................................................................... 97

A 1.3 Verwertungsplanfortschreibung ............................................................................................................................ 97

A 1.4 Ungelöste Arbeiten .................................................................................................................................................. 97

A 1.5 Präsentationsmöglichkeiten für mögliche Nutzer .............................................................................................. 97

A 2 Anhang Endbericht ........................................................................................................................................... 98

A 2.1 Stand von Wissenschaft und Technik ................................................................................................................... 98

A 2.2 Abgasmessstrecke ................................................................................................................................................102

A 2.3 Daten Volllastversuche .........................................................................................................................................103

A 2.4 Daten Teillastversuche ..........................................................................................................................................104

A 2.5 Gesamt-C-Emissionen ...........................................................................................................................................105

A 2.6 Analysedaten Feuerraumasche aus Kessel 1 (Volllast) ...................................................................................106

A 2.7 Bilanzkenngrößen nach Methodenhandbuch ...................................................................................................107

1 Kurze Darstellung

1

1 Kurze Darstellung

1.1 Aufgabenstellung

Während der Fokus der internationalen Forschung und Entwicklung bzgl. der Herstellung und des

Einsatzes torrefizierter Biomasse überwiegend auf der Mitverbrennung in Kohle-Kraftwerken liegt, um

teilweise veraltete Anlagen mit begrenzten Wirkungsgraden sowie ohne große Flexibilitätsoptionen in

der Anlagenführung „klimafreundlicher“ zu betreiben, steigt gleichzeitig die Nachfrage an

Energiebereitstellungsanlagen, die effizient und flexibel auf Schwankungen im Stromnetz und beim

Wärmeangebot aufgrund fluktuierender Wind- und Solarenergie reagieren können. Zukünftig werden

das vorrangig kleinere KWK-Anlagen auf Vergaserbasis, die effizient Strom und Wärme produzieren,

sowie Kleinfeuerungsanlagen im Wärmebereich, welche in ihrer Umweltverträglichkeit und ihrer

Effizienz gesteigert werden müssen, sein. Die Zusammensetzung von unbehandelter Biomasse

erschwert dabei die komplexen chemischen Zersetzungsprozesse der Makro-Molekülein sowohl im

Vergasungsprozess als auch in der Verbrennung. Dabei können torrefizierte Brennstoffe, welche durch

das thermo-chemische Konversionsverfahren im Gegensatz zum Ausgangsmaterial veränderte

Eigenschaften aufweisen, unter Umständen zu vereinfachten Reaktionsabläufen, einer verbesserten

Regelfähigkeit und einer deutlichen Senkung der Emissionen beitragen.

Mit diesem Hintergrund untersucht das Projekt FlexiTorr die Vorteile des Einsatzes torrefizierter

Holzpellets für den Einsatz in Kleinvergasungs- und Kleinfeuerungsanlagen unter technischer,

ökologischer und ökonomischer Betrachtung. Hinsichtlich der Vergasertechnologie soll die Übertrag-

barkeit von Untersuchungsergebnissen von einer Laboranlage auf eine Pilotanlage bis hin zum

kommerziellen Anlagenbetrieb und dessen Beitrag zur bedarfsgerechten Energiebereitstellung

nachgewiesen werden. Zusätzlich wird eine Roadmap zur Markteinführung von torrefizierten

Brennstoffen in Deutschland mit den dafür notwendigen administrativen Rahmenbedingungen sowie

den ökonomischen und ökologischen Auswirkungen entwickelt.

1.2 Voraussetzungen, unter denen das Vorhaben durchgeführt wurde

Das Projekt „Flexibilisierung der Energiebereitstellung in Bioenergiekleinanlagen durch den Einsatz

torrefizierter Brennstoffe“ wurde von der DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemein-

nützige GmbH (DBFZ) und der Burkhardt GmbH (Burkhardt) ausgeführt. Die Arbeitspakete zum Einsatz

torrefizierter Biomasse in der Pilot-Vergasungsanlage und in der kommerziellen Vergasungsanlage

wurden von der Burkhardt GmbH ausgeführt, wobei die anderen Arbeitspakete vom DBFZ und teils

gemeinsam von beiden Projektpartnern bearbeitet wurden.

1.3 Planung und Ablauf des Vorhabens

Die ursprünglich geplante Projektlaufzeit waren 24 Monate vom 01.09.2013 bis 31.08.2015. Das

Projekt wurde im Juni 2015 um drei Monate bis zum 31.12.2015 kostenneutral verlängert. Da sich

daraufhin wiederum unvorhersehbare Verzögerungen durch Lieferverzug der Herstellerfirma des

Laborvergasers ergaben und es im zu wiederholten Verzögerungen in der geplanten Inbetriebnahme

kam, wurde im Oktober 2015 eine erneute kostenneutrale Laufzeitverlängerung des Vorhabens um drei

Monate bis zum 31.03.2016 beantragt. Da der DBFZ-Laborvergaser zum Jahreswechsel 2015/2016

1 Kurze Darstellung

2

vom DBFZ übernommen und weiter in Betrieb genommen wurde, wurde das Projekt ein weiteres Mal

bis 31.12.2016. verlängert. Die lief somit vom 01.09.2013 bis zum 31.12.2016.

Aufgrund der entstandenen Schwierigkeiten in der Brennstoffbeschaffung mussten die

Brennstoffanalysen des „AP2 Brennstoffbeschaffung & Charakterisierung“ sowie das „AP3 Einsatz in

marktfreien KFA“ um wenige Monate verschoben werden. Die Versuche innerhalb des „AP4 Einsatz in

Laborvergaser“ fanden erst ab Anfang 2017 statt, da die Lieferung und der Aufbau der entsprechenden

Konversationstechnologie im DBFZ-Technikum sich herstellerbedingt verzögerte. Die Arbeitspakete der

Fa. Burkhardt konnten planmäßig beginnen.

Inhaltlich wurde das Projekt in acht Arbeitspakete eingeteilt. Im Folgenden werden die wesentlichen

Abläufe in den Arbeitspaketen wiedergegeben:

AP1: Projektmanagement

o Ein effektives Projektmanagement sorgte für die Sicherstellung des Informationsflusses

zwischen den Projektpartnern, dem Zuwendungsgeber sowie zur Programmleitung des

Service- und Begleitvorhabens zum Förderprogramm.

o Das Projekt wurde entsprechend der Gegebenheiten (bspw. Schwierigkeiten in der

Brennstoffbeschaffung) hinsichtlich der Erreichung der Forschungsziele, Meilensteine und

Abbruchkriterien im geplanten Zeitraum koordiniert.

o Verfügbare Projektressourcen wurden entsprechend des benötigten Arbeitsaufwands und

dessen zeitlichen Anfalls gemanagt, Projektergebnisse wurden auf Konferenzen und

Tagungen präsentiert und die Berichterstattung erfolgte entsprechend des Projektplans.

AP2: Brennstoffbeschaffung und –charakterisierung

o Es wurden die Versuchsbrennstoffe für die Arbeitspakete 3 –bis 6 bereitgestellt (torrefizierte

Holzpellets in drei verschiedenen Torrefizierungsgraden, produziert von Torr Coal sowie

nicht-torrefizierte ENplus A1 Referenzholzpellets).

o Die Brennstoffproduktion bei Torr Coal wurde vor Ort von Mitarbeitern des DBFZ begleitet.

o Anhand geltender europäischer Normen wurden für die Brennstoffe

energieträgerspezifische Eigenschaften, physikalisch-mechanische Eigenschaften und der

Hemicellulose-, Lignin- und Celluloseanteil ermittelt. Zudem wurden chemische Analysen

durchgeführt.

AP3: Einsatz torrefizierter Biomasse in Kleinfeuerungsanlagen

o Zur Beurteilung der Einsatzmöglichkeiten der in AP2 bereitgestellten Versuchsbrennstoffe

wurden Verbrennungsversuche an drei Feuerungsanlagen (< 100 kW) im Technikum des

DBFZ durchgeführt. Dabei handelte es sich bei Kessel 1 und 2 um Voll- sowie

Teillastversuche und bei Kessel 3 um Lastwechselversuche.

o Eine Bewertung der Verbrennungsversuche erfolgte anhand von Emissionsmessungen

sowie Feinstaub- und Ascheanalyse.

AP4: Einsatz in torrefizierter Biomasse im Laborvergaser

o Die vier Brennstoffe Holzpellets (HP) und torrefizierten Pellets (TP1, TP2, TP3) wurden

aufgrund der Verzögerungen bei der Inbetriebnahme des DBFZ-Laborvergasers an dem

Standard-Versuchspunkt jeweils zweimal untersucht.

1 Kurze Darstellung

3

o Bei den Versuchen wurden die Temperatur-/Druck-/Permanentgaskonzentrationsverläufe

aufgezeichnet und ausgewertet.

AP5: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer Pilot-Vergasungsanlage

o Nach Analyse der torrefizierten Holzpellets (Wasser- und Aschegehalt, mechanische

Festigkeit) erfolgte der Einsatz der torrefizierten Brennstoffe und ENplus Pellets in einer

Pilotanlage der Firma Burkhardt mit einer Feuerungswärmeleistung von 90 kW.

o Anschließend wurden vorrangig die Vergasungstemperaturen, die Zusammensetzung und

Menge des Brenngases sowie die Mengen an zugeführter torrefizierter Biomasse und

Reststoffen bestimmt.

o Darauf aufbauend erfolgte die Übertragung der Ergebnisse durch Definition von

Regelungsparametern zur Vorbereitung des AP6.

AP6: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer kommerziellen Vergasungsanlage

o Zur Beurteilung des Einsatzes der torrefizierten Holzepellets im Dauerbetrieb wurden

Versuche im kommerziellen Serienvergaser V3.90 in Kombination mit einem Gasmotor-

BHKW durchgeführt.

o Zu den jeweiligen Versuchen wurden Massen- und Energiebilanzen erstellt sowie unter-

schiedliche Prozessparameter (Brennstoff- und Luftmassenstrom, Temperaturen, Drücke

etc.) überwacht und analysiert.

AP7: Technische, ökologische und ökonomische Analyse

o Anhand der Arbeitspakete 3, 4, 5 und 6 wurden die Ergebnisse der Verbrennung- und

Vergasungsversuche im Rahmen der technischen Analyse zusammengefasst und

Tendenzen und Handlungsempfehlungen für die Praxisumsetzung aufgezeigt.

o Nach dem Prinzip der Ökobilanzierung wurden die Verbrennungs- und Vergasungsprozesse

hinsichtlich der Treibhausgasemissionen und versauernd wirkenden Emissionen analysiert.

o Basierend auf dem Methodenhandbuch zur stoffstromorientierten Bilanzierung der

Klimagaseffekte wurden die spezifischen Energiegestehungskosten und

Treibhausgasvermeidungskosten der Verbrennungsanlage (Kessel 1) sowie

Vergasungsanlage (kommerzielle Holzvergaser der Fa. Burkhardt) unter Einsatz der

torrefizierten sowie nicht-torrefizierten Brennstoffe berechnet. Anschließende

Sensitivitätsanalysen machen die Auswirkungen der am Markt auftretenden Schwankungen

der kapital- und verbrauchsgebundenen Kostenparameter sichtbar.

AP8: Evaluierung der Ergebnisse

o Anhand der vorherigen Arbeitspakete wurde dieEinsatzfähigkeit der torrefizierten Brenn-

stoffe an den getesteten Konversionsanlagen für den Praxiseinsatz untersucht.

o Eine Roadmap zur Markteinführung torrefizierter Holzpellets für kleintechnischen Anlagen

wurde erstellt

Für die Bearbeitung der inhaltlichen Aufgaben fanden insgesamt drei Projekttreffen sowie kontinuierlich

bilaterale Absprachen statt.

1 Kurze Darstellung

4

1.4 Stand von Wissenschaft und Technik, an den angeknüpft wurde

Der Stand von Wissenschaft und Technik, an denen das Projekt anknüpfte, ist im Anhang dargestellt

(siehe Anhang A 2.1) und aus dem Zuwendungsantrag entnommen.

1.5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen

Bei dem Projekt handelte es sich um ein Verbundprojekt zwischen dem DBFZ und der Fa. Burkhardt.

Dabei übernahm das DBFZ die angedachten Aufgaben und Untersuchungen der Arbeitspakete 1, 2, 3,

4, 7 und 8. Die Arbeitspakete 5 und 6 wurden von der Burkhardt GmbH bearbeitet. Zudem begleitete

die Burkhardt GmbH die Arbeitspakete 1, 7 und 8.

2 Eingehende Darstellung

5


2.1 AP 1: Projektmanagement

Die Koordination der Projektaktivitäten wurde vom DBFZ übernommen und gewährleistete ein

effizientes Management zur Erreichung der Forschungsziele und Meilensteine im geplanten Zeit-

rahmen, die Koordination der Projektressourcen, das Controlling der Abbruchkriterien/Ergebnis-

präsentation/Vernetzung sowie der Berichterstattung.

Das Kick-off-Meeting fand am 13.11.2013 im Hause des DBFZ in Leipzig statt. Neben sechs

Mitarbeitern des DBFZ waren zwei Vertreter der Burkhardt GmbH anwesend. Administrative und

inhaltliche Punkte wurden besprochen und gemeinsame Absprachen zur Erreichung der Projektziele

getroffen sowie Rahmenbedingungen für die Versuche bzw. der Versuchs- und Analyseplan wurde durch

die beteiligten Mitarbeiter erstellt. Ein wichtiger Punkt war zudem die Brennstoffbeschaffung als Teil

des Arbeitspakets 2.

Weitere projektinterne Treffen fanden am 06.11.2014 bei der Fa. Burkhardt in Mühlhausen sowie am

11.05.2015 am DBFZ in Leipzig statt.

Auf der 5. Statuskonferenz des BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“ am 14./15.

November 2013 wurde das Projekt in den beiden Arbeitsgruppen „Thermochemische Vergasung“ und

„Technologien – Emissionsarme Kleinfeuerungsanlagen“ vorgestellt. Zudem wurde die Präsentation im

Tagungsband der Statuskonferenz veröffentlicht.

Am 19. Juni 2014 wurde das Projekt auf dem 8. Rostocker Bioenergieforum innerhalb eines Vortrags

mit dem Titel „Torrefizierte Bioenergieträger – Auch für Deutschland interessant?“ vorgestellt und im

Tagungsband der Veranstaltung veröffentlicht.

Erste Projektergebnisse wurden mit einem Posterbeitrag auf der Europäischen Pelletskonferenz am

25. - 26. Februar 2015 in Wels, Österreich, sowie auf der 23. European Biomass Conference &

Exhibition am 1. - 4. Juni 2015 in Wien Experten und interessierten Besuchern präsentiert.

Ein weiterer Posterbeitrag wurde auf der 6. Statuskonferenz „Bioenergie. Mehr als eine sichere

Reserve?!“ des BMWi-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“ am 11./12.11.2015 in

Leipzig präsentiert.


6

2.2 AP 2: Brennstoffbeschaffung und –charakterisierung

Aufgrund anfänglicher Schwierigkeiten in der Einholung von Richtpreisen kam es zu Verzögerungen in

der Bereitstellung der Brennstoffe. Einerseits war die Abstimmung mit potentiellen Produzenten auf

eine geeignete Rohstoffbasis schwierig und andererseits kam es bei bereits fortgeschrittenen Verhand-

lungen plötzlich zu einem internen Zuständigkeitswechsel beim deutschen Verhandlungspartner,

worauf sämtliche Torrefizierungsaktivitäten innerhalb des Unternehmens eingestellt wurden. Aus

diesem Grund mussten kurzfristig erneute Verhandlungen mit Unternehmen im europäischen Ausland

aufgenommen werden. Neben der Fa. Topell Energy und der Fa. Andritz stellte sich schließlich die Fa.

Torr-Coal aus den Niederlanden als geeigneter Brennstoffproduzent heraus.

Aufgrund der hohen Angebotspreise für die Bereitstellung der torrefizierten Pellets (günstigstes Angebot

der Fa. Torr-Coal mit 595 €/t (brutto), entspricht 35% Mehrkosten gegenüber Vorhabenplanung) wurde

der Versuchsplan angepasst und eine Bestellmenge von 30 t geordert. Die Produktion der 30 t

torrefizierter Holzpellets in drei unterschiedlichen Torrefizierungsgraden (275 °C, 290 °C und 305 °C)

erfolgte auf Basis von Mischungen aus Waldrestholz, Pappel, Weide, Tanne, Eiche oder Buche und

begann in der 21. Kalenderwoche 2014. Die Lieferung der ersten Big Bags erfolgte im Juni. Von den

insgesamt 45 Big Bags verblieben 12 Big Bags aufgrund knapper Lagerkapazitäten bei der

Burkhardt GmbH vorerst bei der Fa. Torr-Coal, die bei Bedarf geliefert wurden (die letzten in der

15. KW 2015). Für die Versuche im DBFZ wurden von jeder Charge jeweils 1 t just-in-time vom Lager

der Fa. Burkhardt bezogen. Es war nicht möglich das Ausgangsmaterial als untorrefizierte Charge für

Vergleichsversuche zu erhalten. Lediglich eine Materialprobe von 10 kg konnte für die Analyse

bereitgestellt werden. Deshalb wurden als Referenz handelsübliche ENplus A1 Holzpellets (HP1, HP2

und HP3) genutzt. Eine separate Bestellung untorrefizierter Holzpellets erfolgte zu einem Nettopreis von

273,85 €/t.

Die Brennstoffanalysen wurden anhand der geltenden Normen für biogene Festbrennstoffe

durchgeführt. Die Ergebnisse aus der Brennstoffanalyse sind in Tabelle 1 aufgelistet. Es wird deutlich,

dass sich mit steigendem Torrefizierungsgrad der Anteil bestimmter Elemente erhöhen oder

vermindern kann. Zu einer Erhöhung kam es beispielsweise bei dem Aschegehalt, dem Hu, C-, S-, Cl-,

Ca-, P-, K-, Cd- und Zn- Gehalt. Eine Senkung fand dagegen bei den flüchtigen Substanzen, dem H2O-

Gehalt, N-, H-, Na-, Cr- und Ni-Gehalt statt.

In diesem Zusammenhang sind jedoch auch abweichende Tendenzen zu beobachten, so steigt z.B. der

Wasser- und Aschegehalt von TP2 zu TP3. Dies kann u.a. auf eine mögliche Heterogenität des

Inputmaterials bei der Torrefizierung sowie auf schwankende Torrefizierungsbedingungen zurückgeführt

werden. Die Grenzwerte nach ISO 17225-2 A1 für naturbelassenes Holz werden von HP1, HP2 und HP3

eingehalten. Auffällig ist, dass das Ausgangsmaterial für die Torrefizierung einen deutlich höheren

Aschegehalt und Gehalte an z.B. Ca, Mg, K und Si im Vergleich zu den Referenzholzpellets aufweist. Die

kann auf einen erhöhten Rindenanteil zurückgeführt werden. Ebenso weisen die torrefizierten Chargen

teilweise Abweichungen bzw. Überschreitungen auf. Bei dem Cd-Gehalt liegen alle drei torrefizierten

Chargen über dem Grenzwert von 0,5 mg/kg wf, das Ausgangsmaterial hält den Grenzwert ein. Durch

die Torrefizierung kam es somit zu einer Verdopplung des Cd-Gehalts. Zu weiteren Überschreitungen

kam es bei TP2 bezüglich des Cu- und Pb- Gehalts, wobei das Ausgangsmaterial den Grenzwert für Pb

schon überschritt. Der Aschegehalt liegt nach der DIN EN ISO 17225-2 A1 bei < 0,7 Ma.-% wf, dieser

wird ebenfalls nur von den handelsüblichen Holzpellets eingehalten und von den torrefizierten Chargen

deutlich überschritten. Weiterhin weisen die Chargen TP2 und TP3 mit ca. 400 kg/m3 FM im Vergleich

zu den Anforderungen der DIN EN ISO 17225-1 A1 (> 600 kg/m³) deutlich niedrigere Schüttdichten auf.


7

Dagegen werden die Anforderungen für die mechanische Festigkeit von allen Versuchsbrennstoffen

eingehalten.

Tabelle 1: Analyse der verwendeten Versuchsbrennstoffe im Vergleich zur DIN EN ISO 17225-2 A1 und dem Entwurf zur

ISO/TS 17225-8 TW1 Alakangas und Englisch 2014; o. A. 2014b

Parameter

Einheit

Ausgangs-

material

TP1

(275°C)

TP2

(290°C)

TP3

(305°C)

HP1

HP2

HP3

DIN EN ISO

17225- 2

A1

ISO/TS

17225-

8 TW1

Lignin Ma.-% wf - 68,3 70,2 66,5 - - - - -

Hemizellulose Ma.-% wf - 11,7 4,3 5,5 - - - - -

Zellulose Ma.-% wf - 10,1 12,6 15,4 - - - - -

mechanische

Festigkeit % FM - 99,1 98,9 98,9 98,9 98,9 - ≥ 97,5 ≥ 97,5

Schüttdichte kg/m3 FM - 716 408 392 630 647 - ≥ 600 ≥ 650

Wassergehalt Ma.-% FM 13,1 4,90 4,30 4,10 5,70 5,96 6,29 ≤ 10 ≤ 8

Hu MJ/kg wf 18,8 20,4 20,8 19,9 18,7 19,0 18,0 ≥ 16,5 ≥ 19

flüchtige

Substanzen Ma.-% wf 82,5 75,6 73,2 76,9 85,0 84,7 - - -

Asche

(550°C) Ma.-% wf 1,46 1,65 1,78 1,64 0,29 0,44 0,35 ≤ 0,7 ≤ 2,0

SST °C - 1060 1120 980 - - - - -

DT °C - 1200 1150 1190 - - - - -

C Ma.- % wf 50,6 54,5 55,6 53,7 52,4 50,9 - - -

H Ma.- % wf 5,95 5,84 5,67 5,79 6,40 6,24 - - -

N Ma.- % wf 0,670 0,580 0,430 0,520 0,310 0,090 - ≤ 0,3 ≤ 0,5

S Ma.- % wf 0,014 0,046 0,043 0,038 0,074 0,044 0,009 ≤ 0,04 ≤ 0,04

Cl Ma.- % wf 0,010 0,018 0,017 0,014 0,005 0,008 - ≤ 0,02 ≤ 0,03

Ca mg/kg wf 3080 3560 3540 3960 924 1350 823 - -

Mg mg/kg wf 366 456 468 495 194 165 162 - -

K mg/kg wf 1350 1790 1640 1710 681 349 478 - -

P mg/kg wf 209 321 277 320 120 68,1 72,9 - -

Na mg/kg wf 244 176 124 95,2 21,7 8,72 23,7 - -

Si mg/kg wf 4140 3030 4550 3660 1220 977 673 - -

As mg/kg wf - 0 0,456 0,325 0,025 0 - ≤ 1 ≤ 1

Cd mg/kg wf 0,390 0,619 0,604 0,664 0,210 0,221 0,184 ≤ 0,5 ≤ 1

Cr mg/kg wf 15,1 7,93 10,3 8,19 3,83 1,97 1,69 ≤ 10 ≤ 15

Cu mg/kg wf 9,61 6,48 10,2 6,76 1,08 0,858 0,929 ≤ 10 ≤ 20

Pb mg/kg wf 12,0 8,54 14,6 8,81 0 1,49 1,13 ≤ 10 ≤ 10

Hg mg/kg wf - 0 0 0 0,006 0 - ≤ 0,1 -

Ni mg/kg wf 6,49 1,40 2,07 1,72 1,83 0,792 0,823 ≤ 10 ≤ 10

Zn mg/kg wf 45,0 66,9 87,6 70,8 9,49 15,2 8,48 ≤ 100 ≤ 100


8

Des Weiteren ist auch die momentan diskutierte vorgeschlagene technische Spezifizierung ISO/TS

17225-8 TW1 in Tabelle 1 aufgelistet. Nach dieser TS für thermisch modifizierte Brennstoffe können

auch torrefizierte Materialien eingeordnet werden (Alakangas und Englisch 2014). In Bezug zu dieser

werden von allen drei torrefizierten Chargen fast alle Grenzwerte eingehalten. Lediglich die Schüttdichte

wird unterschritten (> 650 kg/m3) und von TP2 der Pb-Gehalt überschritten.

Anhand der in Tabelle 1 aufgelisteten Analysedaten wurden die Brennstoffindizes für die Versuchs-

brennstoffe berechnet, siehe Tabelle 2. Mithilfe dieser lassen sich Aussagen über das zu erwartende

Emissionsniveau und das potentielle Verschlackungsrisiko bei der Verbrennung ableiten. Der N-Gehalt

im torrefizierten Material wurde gegenüber dem Ausgangs-Material verringert, aber er ist im Gegensatz

zu HP1, HP2 und HP3 bei TP1, TP2 und TP3 höher. Entsprechend sind bei Brennstoffen mit höheren N-

Gehalten auch höhere Stickstoffoxidemissionen zu erwarten.

Tabelle 2: Darstellung der relevanten Brennstoffindizes für die verwendeten Brennstoffe

Brennstoffindiex

Einheit

Ausgangs-

material

TP1

(275°C)

TP2

(290°C)

TP3

(305°C)

HP1

HP2

N Ma.- % wf 0,670 0,580 0,430 0,520 0,310 0,090

(K+Na)/(2S+Cl) mol/mol 3,909 1,583 1,498 1,732 0,386 0,313

Si/(Ca+Mg) mol/mol 1,60 1,00 1,51 1,09 1,40 0,86

(Si+P+K)/(Ca+Mg) mol/mol 2,053 1,525 1,979 1,547 2,086 1,134

K+Na+Zn+Pb+S+Cl mg/kg wf 1891 2681 2466 2405 1502 894

Der Brennstoffindex (K+Na)/(2S+Cl) liegt bei allen Versuchsbrennstoffchargen, außer bei dem

Ausgangsmaterial, unter 2 mol/mol, was nach (Sommersacher u. a. 2011) für niedrige SO2 und HCl

Emissionen spricht. Durch die Torrefizierung ist dieser Indize noch niedriger als bei dem

Ausgangsmaterial, aber im Vergleich zu HP1 und HP2 um ein vielfaches höher.

Das Verschlackungsrisiko der Feuerraumasche kann anhand des Indexes Si/(Ca+Mg) und des Indexes

(Si+P+K)/(Ca+Mg) abgeschätzt werden. Liegt der Wert für diese Indizes unter 1 mol/mol spricht dies für

hohe Aschesintertemperaturen (> 1200 °C) und ein geringes Verschlackungsrisiko (Sommersacher

u. a. 2011). Liegt er hingegen über 1 spricht das für tendenziell abnehmende Ascheerweichungs-

temperaturen/ Aschesintertemperaturen und ein erhöhtes Verschlackungsrisiko. Die Werte für den

Brennstoffindex Si/(Ca+Mg) liegen bei allen Versuchsbrennstoffchargen unter 1,6 mol/mol, wobei der

niedrigste Wert für HP2 ermittelt wurde. Bei dem Brennstoffindex (Si+P+K)/(Ca+Mg) liegen die Werte

nicht höher als 2 mol/mol. Die Torrefizierung resultiert bei TP1 und TP3 in einer Senkung der

Verschlackungsindex Si/(Ca+Mg) um 25 bis 30 %. Bei TP2 hingegen ist kaum eine Veränderung des

Verschlackungsindexes eingetreten. Nach Tabelle 1 liegt die Aschesintertemperatur bei TP1 und TP3

bei ca. 1000 °C und bei TP2 bei ca. 1150 °C. Anhand der Brennstoffindizes bestätigt sich, dass ab

einem Wert von über 1 mol/mol die Aschesintertertemperatur unter 1200 °C sinkt (Sommersacher

u. a. 2011). Dadurch dass die Werte nur knapp 1,6 mol/mol bzw. 2 mol/mol als Höchstwert erreichen,

ist das Risiko der Verschlackung in der Feuerraumasche jedoch als relativ gering einzuschätzen.

Der Summenparameter (K+Na+Zn+Pb+S+Cl) hat sich gegenüber dem Ausgangsmaterial durch die

Torrefizierung um fast 25% erhöht. Nach (Sommersacher u. a. 2011) wurde eine Korrelation dieses

Summenparameters und den Gesamtstaubemissionen beobachtet. Steigt dieser Wert so sollte auch

ein erhöhtes Niveau an Gesamtstaubemissionen zu erwarten sein. Entsprechend sind bei der

Verbrennung von HP1 und HP2 die geringsten und bei der Verbrennung von TP1 die höchsten

Gesamtstaubemissionen zu erwarten.


9

2.3 AP 3: Einsatz torrefizierter Biomasse in Kleinfeuerungsanlagen

Zur Beurteilung der Einsatzmöglichkeit der in AP2 bereitgestellten Pelletchargen wurden Verbrennungs-

versuche an drei Feuerungsanlagen (< 100 kW) durchgeführt und anhand von Emissionsmessungen

und Feinstaub- sowie Ascheanalytik bewertet.

2.3.1 Material und Methoden

Kesselanlagen

Für die Durchführung der Verbrennungsversuche wurden im Rahmen des Projektes drei verschiedene

Kesselanlagen verwendet, die im Technikum des DBFZ für den Einsatz holz- und halmgutartiger sowie

anderer schwieriger biogener Brennstoffe zur Verfügung stehen.

Der für die Versuche verwendete Kessel 1 hat eine Nennwärmeleistung von 30 KW (beim Einsatz von

Holzpellets) und ist speziell für den Einsatz von Getreide und Holzpellets ausgelegt. Aufgrund der

anlagentechnischen Ausführung mit einem doppelmanteligen Edelstahl–Reaktionsrohr, des stehend

aufgestellten Edelstahl-Rohrbündelwärmeübertragers mit automatischem Reinigungssystem und den

regelungstechnischen Einrichtungen erscheint der Kessel auch für den Einsatz halmgutartiger und

anderer biogener Mischbrennstoffe als geeignet. Neben den oben genannten Vorteilen der

Kesselausführung verfügt der Kessel über einen automatischen Vorschubrost und eine Luftstufung in

Primär- und Sekundärluft. Die Primärluft wird der Brennkammer über den Rost zugeführt. Die

Sekundärluft wird dem Verbrennungsgas in der Ausbrandzone tangential zugeführt, um eine gute

Durchmischung und einen optimalen Gasausbrand in der Sekundärzone zu erreichen. Das Verhältnis

zwischen Primär- und Sekundärluft kann über eine Klappe manuell eingestellt werden. Aufgrund der

Luftstufung ist es möglich, eine im Vergleich zu anderen Kesselanlagen niedrige Temperatur auf dem

Rost zu gewährleisten und damit das Auftreten von Ascheverschlackungen zu minimieren.

Kessel 2 hat eine Nennwärmeleistung von 49 KW (beim Einsatz von Holzpellets), ist für den Einsatz von

Holzhackschnitzeln und Holzpellets ausgelegt und hat sich auch beim Einsatz nicht-holzartiger

Biomasse bewährt. Für die Verbrennung problematischer Brennstoffe sind hierbei die Ausstattung mit

einer wassergekühlten Brennmulde und die Verbrennungsluftführung vorteilhaft. Die Primär- und

Sekundärluft wird dabei über zwei voneinander unabhängig regelbaren Verbrennungsluftgebläsen in

den Feuerraum eingebracht. Außerdem verfügt der Kessel über einen automatischen Ascheschieber,

der leichte Ascheverschlackungen und -anbackungen lösen und in den Aschekasten transportieren

kann.

Im Unterschied zu Kessel 1 und 2 weist Kessel 3 eine Nennwärmeleistung von 15 kW auf und ist für

den Einsatz von Holzpellets ausgelegt. Der Brennstoff wurde manuell in den Pelletvorratsbehälter der

Anlage eingefüllt. Von dort wird der Brennstoff automatisch mittels einer Förderschnecke in den

Brennertopf der Feuerung (d.h. Fallschachtfeuerung) gefördert. Dort findet unter Zugabe von Primär-

und Sekundärluft der Verbrennungsprozess statt. Der Unterdruck, den das (Abgas-) Saugzuggebläse

erzeugt, sorgt dafür, dass Primär- und Sekundärluft über Öffnungen in der Brennertopfkonstruktion zum

Brennstoff gelangt. Der Verbrennungsprozess wird anhand der Feuerraumtemperatur, die direkt nach

dem Verlassen der Abgase aus der Brennkammer gemessen wird, geregelt. Die heißen Abgase werden

anschließend durch einen vertikal aufgestellten Wärmeübertrager geleitet, um die Wärme an das

Heizkreissytem abzugeben. Die Kesselanlage kann die Wärmeleistung zwischen 30 und 100 %

variieren, wobei die Ausbrandphase eingeleitet wird, wenn (i) die Wärmeabgabe unter die minimal

vorgegebene Wärmeabgabe fällt, (ii) keine Wärmeabnahme vorhanden ist oder (iii) die Wasser-


10

temperatur im Kessel über der für den Kesselkörper sicherheitsrelevanten Temperatur liegt. Der

bewegliche Boden des Brennertopfes ist mit fächerförmig angeordneten Zwischenräumen versehen.

Diese werden im Betrieb über eine Regelungsmechanik automatisch geöffnet, um die angefallene

Asche zu entfernen. An diesem Kessel wurden die Lastwechselversuche durchgeführt.

Verwendete Messtechnik

Die Abbrandversuche erfolgten im Technikum des DBFZ, in dem die beschriebenen Kesselanlagen über

den Vor- und Rücklauf in das Heizungssystem des Gebäudes eingebunden sind und welches über ein

Rückkühlwerk verfügt. Eine installierte Rücklaufanhebung am Kessel und das Rückkühlwerk des

Heizungssystems gewährleisten hier eine Mindestrücklauftemperatur von 60 °C. Die Abgasführung

erfolgt über einen isolierten, vertikalen und standardisierten Abgaskanal (siehe ), in dem die

Messstellen für die Abgasanalyse und Staubmessungen integriert sind. Die dem Feinstaubabscheider

nachgeschaltete Abgasmessstrecke entspricht den Anforderungen der DIN EN 13284-1 o. A. 2002. Die

vom Kessel an das Heizungsnetz abgegebene Nutzwärme wird von einem Wärmemengenzähler (WMZ)

erfasst und dient der Kontrolle des Volllastbetriebs des Kessels. Im Einzelnen werden folgende

Feuerungs- und Emissionsmessgrößen erfasst, deren Messung im Folgenden kurz erläutert wird.

Abgasbestandteile: Stickstoffoxide (NO, NO2), Chlorwasserstoff (HCl), Schwefeldioxid (SO2), Kohlenstoff-

monoxid (CO), gasförmige organische Stoffe (als Gesamt-C), Staub- bzw. Partikelmasse, Sauerstoff (O2).

Betriebsparameter des Kessels: Wärmeleistung, Kessel-, Rücklauf- und Abgastemperatur, Stau- und

Differenzdruck im Abgaskanal, Kohlenstoffdioxidgehalt (CO2) im Abgas.

Einige der Betriebsparameter wurden nur als Hilfsgrößen für Umrechnungen oder zur Feststellung des

jeweiligen Betriebszustandes herangezogen und finden im weiteren Teil der Auswertung als

Bewertungsgröße keine Anwendung. Die Messgrößen können im Wesentlichen durch ihre

kontinuierliche und diskontinuierliche Erfassung unterschieden werden.

Kontinuierlich erfasste Abgasmessgrößen

Für die kontinuierliche Messung der Abgasmessgrößen wurden drei unterschiedliche Messgeräte

verwendet. Alle Geräte saugen das Abgas mittels beheizter Messsonden und Schläuche aus dem

Abgaskanal ab und analysieren die entnommenen Gase unverdünnt. Die Messgrößen werden

kontinuierlich über die gesamte Versuchsdauer in 10 Sekunden Abständen aufgezeichnet. Für die

Auswertung erfolgt die Berechnung von Gesamtmittelwerten aus Viertelstundenmittelwerten während

eines stationären Betriebszustandes.

Für die Versuche wurde die GASMET CEMS FTIR-Emissionsmessanlage eingesetzt. Diese stationäre

Emissionsmessanlage besteht aus einem FTIR-Gasanalysator vom Typ CX-4000 der Firma ANSYCO

GmbH, einem Sauerstoffanalysator vom Typ PMA 100-L der Firma M&C TechGroup Germany GmbH,

sowie einem beheizten Probennahmesystem und einem PC zur Steuerung und Erfassung der Daten.

Der integrierte Sauerstoffanalysator nutzt das physikalische Messprinzip des Paramagnetismus zur

Messung des Sauerstoffgehaltes und ist in seinen Messbereichen von 0 bis 25 und 0 bis 100 Vol.-% O2

frei parametrierbar. Die Probenahme des CEMS erfolgt mit einer beheizten Entnahmesonde, deren

auswechselbarer Filter zur Partikelabscheidung vor jedem Versuch ausgetauscht wird. Alle gasbe-

netzten Teile der stationären Emissionsmessanlage, von der Entnahmesonde bis zur Messzelle werden

mit 180 °C beheizt. Die Emissionsmessanlage GASMET CEMS ist durch den TÜV SÜD zertifiziert und

darf gemäß 13. und 17. BImSchV zur Analyse von Rauchgasen in Kraftwerken und Müllver-

brennungsanlagen eingesetzt werden. Tabelle 3 zeigt die für die Messungen relevanten Emissions-

komponenten mit dazugehörigen Messbereichen und Messgrößen.


11

Tabelle 3: Messgrößen, -bereiche und -fehler des FTIR-Gasanalysators Typ CX-4000

Hersteller: ANSYCO GmbH

Messprinzip: Infrarotspektroskopie

Messgrößen und

–bereiche:

Messgröße Nachweisgrenze Messbereich Max. Messfehler

NO 3 ppm 0 - 2.000 ppm ± 10 ppm bzw. 4 % FS

NO2 4 ppm 0 - 1.500 ppm ± 5 ppm bzw. 4 % FS

SO2 3 ppm 0 - 2.000 ppm ± 5 ppm bzw. 4 % FS

HCl 1 ppm 0 - 1.000 ppm ± 2 ppm bzw. 4 % FS

CO 2 ppm 0 - 15.000 ppm ± 15 ppm bzw. 4 % FS

CO2 0,2 Vol.-% 0 – 25 Vol.-% ± 0,5 Vol.-% bzw. 4 % FS

H2O 0,2 Vol.-% 0 – 30 Vol.-% ± 0,5 Vol.-% bzw. 4 % FS

FS Messbereichsendwert

Die Messung der Gesamtkohlenwasserstoffemissionen (Gesamt-C) erfolgt mit einem Flammen-

ionisationsdetektor. Hierfür wird entweder das in der GASMET-Emissionsmessanlage integrierte Gerät

oder der FID-2010T der Fa. Testa verwendet.

Die Messung gasförmiger Abgasbestandteile (CO, O2, NOx) während der Versuche mit dem Referenzlast-

zyklus bzw. der Vorversuche zu den Volllast- und Teillastversuchen erfolgte mit Hilfe eines Visit 02 S

Gerätes der Firma Eheim.

Diskontinuierlich erfasste Abgasmessgrößen

Die Messung der partikelförmigen Emissionen erfolgt gravimetrisch in Anlehnung an die VDI Richtlinie

2066 Blatt 1: „Staubmessung in strömenden Gasen – gravimetrische Bestimmung der Staubbeladung“

(o. A. 2006). Für die Absaugung und Volumenstromermittlung des Teilabgasstromes wird die

automatische Isokinetikregelung ITES der Paul Gothe GmbH eingesetzt.

Der abgesaugte Teilgasstrom durchströmt die Entnahmesonde aus Titan und passiert dabei die

Filtereinheit, welche mit einem Planfilter versehen ist. Als Filtermaterial wird Quarzmikrofaserpapier mit

einem Durchmesser von 45 mm verwendet, auf dem sich die vom Abgasstrom mitgetragenen Partikel

ablagern. Die Entnahmesonde wird während der Probenahme durch eine Heizmanschette konstant auf

160 °C geheizt, um ein Auskondensieren von Abgasbestandteilen zu vermeiden. Bei den Messungen,

wurde die in der VDI Richtlinie 2066 Blatt 1 beschriebene Out-Stack-Filtration angewendet. Für jeden

Versuch wurden mindesten drei Staubmessungen nach VDI 2066 durchgeführt.

Bestimmung des Wirkungsgrades

Der Wirkungsgrad wurde bei beiden Kesseln über die direkte Methode bestimmt (Good u. a. 2006).

Dabei wurden die Brennstoffmasse am Kessel 1 anhand der Restbrennstoffmenge nach Beendigung

des Versuches bestimmt. Dadurch sind die verbrauchte Brennstoffmenge während des Anfahr- und

Abfahrvorganges enthalten und der Versuch über den gesamten Versuchszeitraum bilanziert. Bei

Kessel 2 konnte die Brennstoffmenge durch die Kesselwaage online im 30 min Takt aufgezeichnet

werden, so dass Anfahr- und Abfahrvorgänge bei der Bilanzierung nicht mit berücksichtigt werden. Die

direkte Berechnung des Wirkungsgrads erfolgt über die Bildung des Mittelwertes des Wärmemengen-

zählers (abgegebene Wärme an den Heizkreislauf) im stationären Zustand, und der Bestimmung des

Brennstoffmassenstroms. Mithilfe des Brennstoffmassenstroms und des Heizwertes wurde dann die


12

zugeführte Brennstoffwärme berechnet. Die Verluste durch unverbranntes Material in der Feuer-

raumasche konnten bei der Ermittlung der Wirkungsgrade nicht mit berücksichtigt werden.

2.3.2 Versuchsdurchführung

Voll- und Teillastversuche an Kessel 1 und 2

Für die Versuche mit HP1 und HP2 konnte am Kessel eine werksseitige Kesseleinstellung verwendet

werden. Hingegen konnten für TP1, TP2 und TP3 keine werksseitig vorgegebenen Kesseleinstellungen

gewählt werden. Somit musste durch Vorversuche eine individuelle Einstellung für die torrefizierten

Chargen gefunden werden. Das Ziel bestand darin, ein möglichst gutes Abbrand- und Emissions-

verhalten zu gewährleisten, das durch geringe CO-Emissionen und niedrige Verschlackungsgrade in der

Feuerraumasche gekennzeichnet ist. Zunächst wurde die Laufzeit der Stokerschnecke an den

Energiegehalt des jeweiligen Brennstoffes angepasst, um die gewünschte Kesselnennleistung zu

erreichen. Weiterhin wurde die primär- und sekundärseitige Verbrennungsluftzufuhr variiert um eine

optimale Verbrennung zu erreichen. Diese Einstellung erfolgte durch manuelles Variieren der

Luftklappenstellung am Kessel 1. Am Kessel 2 erfolgte sie hingegen durch die Drehzahlregelung des

Primär- und Sekundärluftgebläses, über die Steuerung. Mit jeder Brennstoffcharge wurden zwei

Verbrennungsversuche durchgeführt, zum einen ein Teillastversuch und zum anderen ein Volllast-

versuch. Teillastbetrieb fand bei den Versuchen bei 50% statt. Um diesen zu erreichen wurde der

Kessel erst auf Volllast betrieben und nach Erreichen des stationären Zustands, über das Steuerungs-

menü, auf 50% herruntergeregelt. Die Versuche dauerten meist zwischen 4 und 8 h. Je nachdem ob die

Einstellung nochmals angepasst werden mussten, variierte die Dauer. Bei der Vorbereitung jedes

Versuches wurden die einzelnen Messgeräte in Betrieb genommen und deren Messwertaufzeichnung

über entsprechende Programme gestartet. Diesbezüglich wurden die Stokerschneckenlaufzeit,

Temperaturdaten, Druckdaten, Kesseldaten, FID- Daten, FTIR- Daten sowie die Parameter des ITES

Messgerätes und des Wärmemengenzählers registriert. Die Zündung am Kessel erfolgt automatisch.

Nach Erfolgen dieser stellte sich ein Regelungsbetrieb ein. Nach Abschluss des Zündvorgangs wurden

die Sonden für das FID und FTIR in den Abgaskanal eingebracht, um die Messgeräte nicht mit hohen

Emissionswerten zu belasten. Anschließend wurde die Staubsonde durch einen Lecktest auf ihre

Dichtigkeit geprüft. Wenn dieser erfolgreich war, wurde der Partikelfilter eingebaut und die Sonde

ebenfalls am Abgaskanal eingebracht. Wenn der Kessel dann, je nach Versuch, einen konstanten

stationären Volllast- bzw. Teillastbetrieb erreicht hatte, wurde die erste Staubmessung gestartet.

Nacheinander wurden die Staubmessungen durchgeführt, wobei Volllast- und Teillastversuche an

verschiedenen Tagen getrennt voneinander durchgeführt wurden. Um ein Bild des Verbrennungs-

prozesses zu bekommen, wurde am Kessel 1 pro Versuch einmal die Brennraumtür geöffnet um Fotos

des Glutbettes zu machen. Dies geschah aber nicht während einer Staubmessung, sondern in

Pausenzeiten zwischen den Messungen. Nach Beendigung der Staubmessungen wurden die Sonden

aus dem Abgaskanal entnommen und der Kessel ausgeschaltet, wobei der Kessel selbstständig in

einen Nachlauf schaltet. Nach Abkühlen des Kessels und der Sonden fand am nächsten Tag die

Nachbereitung statt. Die Nachbereitung umfasste die fotografische Dokumentation der Feuerraum-

asche und eventueller Verschlackungen, Spülen der verwendeten Staubsonden und Sammeln der

Daten von den einzelnen Messgeräten. Ascheproben wurden entnommen und zur Analyse ins Labor

gegeben. Zudem wurden ebenfalls die Sondenspülungen und die beladenen Partikelfilter zur Analyse

ins Labor gegeben. Danach erfolgte eine Reinigung des Brennraums und die Restbrennstoffmenge

wurde mithilfe der Förderschnecke in den Rost befördert, abgesaugt und anschließend gewogen. In


13

Tabelle 4 sind die durchgeführten Versuche am Kessel 1 und Kessel 2 aufgelistet und durch ein „x“

gekennzeichnet.

Tabelle 4: Versuchsmatrix für die Voll- (VL) und Teillastversuche (TL) an Kessel 1 und 2

HP1 HP2 TP1 TP2 TP3

Kessel 1 VL X - X X X

TL X - X X X

Kessel 2 VL - X X X X

TL - X X X X

Alle Emissionswerte sind auf mg/m3 i.N., tr., bez. 13 Vol..-% O2 umgerechnet, deshalb wird im weiteren

auf die ausführliche Einheitenbezeichnung verzichtet.

Versuch mit dem Jahresreferenzlastzyklus am Kessel C

Der Ablauf für die Durchführung des Versuchs mit dem Jahresreferenzlastzyklus ist schematisch in

Abbildung 1 dargestellt und in Tabelle 5 zusammengefasst. Der 8-stündige Referenzlastzyklus wurde

mit den Brennstoffen HP3 und TP1 durchgeführt und dann gestartet, wenn die Vorlauftemperatur die

Rücklauftemperatur von 55 °C überstieg (t1). Der mittlere Jahresnormnutzungsgrad ist gleich dem

gemessenen Wert für den Wirkungsgrad über den Testzyklus, die gemessenen Emissionen entsprechen

den mittleren Emissionen während eines Jahres für den Kessel (bei Betrieb entsprechend den bei der

Ermittlung des Jahresnormzyklus getroffenen Annahmen). Jahresnormnutzungsgrad und Emissionen

werden auf die Summe von mit dem Brennstoff zugeführter Energie und elektrischer Hilfsenergie

bezogen. Der Betrieb des Kessels beginnend bei einer Kesseltemperatur von 45 °C entspricht dem

Profil in Abbildung 1 und den zugehörigen Daten in Tabelle 5. 100% Kesselauslastung entsprechen

dabei der vom Hersteller angegebenen Nennleistung des Kessels. Die Herleitung und Auswertung

dieses Jahresreferenzlastzyklus ist in (Heckmann 2010) (Heckmann u. a. 2010) ausführlich dargestellt.

Tabelle 5: Definition der Zeitpunkte, Bedingungen und nächsten Prozessschritte für den Versuchsablauf mit dem

Referenzlastzyklus Heckmann 2010

Zeitpunkt Bedingung Nächster Prozessschritt

t0 Kesseltemperatur = 45 °C Start Kessel und Messungen

t1 Vorlauftemp.=Rücklauftemp. = 55 °C Start Referenzlastzyklus

t2 Ende Lastzyklus, Start Abkühlphase Abfuhr Nutzwärme bei Abnahme von 20% der Nennlast

t3 Vorlauftemp.=Rücklauftemp. = 55 °C Stopp Wärmeabnahme, Bestimmung der Verluste

t4 Ende 8-stündeige Abkühlphase Aktivierung der Wärmeabnahme zum Temperaturausgleich

t5 Vorlauftemp.=Rücklauftemp. Abfuhr der restlichen Wärme

t6 Kesseltemperatur = 45 °C Versuchsende


14

Abbildung 1: Ablaufschema für den Versuchsablauf bei Anwendung des Referenzlastzyklus (Heckmann 2010)


15

2.3.3 Ergebnisse der Voll- und Teillastversuche an Kessel 1 und 2

Im Folgenden werden die Eigenschaften der untersuchten Versuchsbrennstoffe bewertet und das

Emissionsverhalten während der Verbrennung in drei unterschiedlichen Kesselanlagen dargestellt.

Abschließend wird die Eignung der dabei anfallenden Feuerraumaschen als Dünger beurteilt.

2.3.3.1 Abbrandverhalten

Zur Beurteilung der Verschlackungsneigung der Feuerraumaschen sind in Abbildung 2 beispielhaft

Verbrennungsraumbilder von den unterschiedlichen Versuchschargen während der Verbrennung in

Kessel 1 dargestellt. Diese wurden ca. 4 h nach Einschalten des Kessels gemacht.

HP1 TP1

TP2 TP3

Abbildung 2: Unterschied des Glutbettaufbaus der vier Brennstoffchargen beim Einsatz in Kessel 1 (Volllastbetrieb)

Aus der Abbildung ist ersichtlich, dass es einen Unterschied zwischen den Holzpellets (HP1) und den

torrefizierten Holzpellets (TP1, TP2, TP3) gibt, die allerdings nur gering sind. Beim Verbrennen bilden

sich bei den torrefizierten Materialien teilweise Agglomerate, die durch die Rostvorschubbewegung

nicht mehr fortwährend erfasst und schwerer abtransportiert werden können. Diese Agglomerate sind

in den Versuchen aber sehr gering geblieben und haben zu keinerlei weiteren Betriebsproblemen

geführt. Nach dem Abschalten des Kessels wurde die Feuerraumasche entnommen und fotografisch

dokumentiert. Die Agglomerate wiesen eine sehr poröse Struktur auf und brachen leicht auseinander.

Bei der Verbrennung von Holzpellets wurden keine Verschlackungen in der Feuerraumasche

beobachtet. Weiterhin wird aus Abbildung 3 deutlich, dass die Verschlackungen in den Feuerraum-

aschen der Pellets mit geringem Torrefizierungsgrad (TP1, TP2) ausgeprägter sind als bei der Charge

TP3, die bei höheren Temperaturen torrefiziert wurde. Der Verschlackungsgrad scheint bei TP2 am

größten zu sein, was u.a. auch auf die niedrigere Ascheerweichungstemperatur zurückgeführt werden

kann (siehe auch Tabelle 1). Am Kessel 2 wurden keine Verschlackungen in der Feuerraumasche

festgestellt.


16

TP1 TP2 TP3

Abbildung 3: Unterschiedliche Verschlackungsgrade der torrefizierten Chargen beim Einsatz in Kessel 1 (Volllastbetrieb)

2.3.3.2 Glutbetttemperaturen

Am Kessel 1 wurden auch die Glutbetttemperaturen beim Betrieb erfasst. Die dafür notwendigen

Thermoelemente wurden entlang des Stufenrostes im Glutbett angebracht. Insgesamt waren drei

Thermoelemente angebracht mit einem Abstand von ca. 10 cm. Die Abbildung 4 stellt die Glutbett-

temperaturen der Einzelversuche für Volllast und Teillast dar. Verwendet wurden die Daten des ersten

Thermoelements, welches mittig im oberen Teil am Rost angebracht wurde und die höchsten

Temperaturen aufzeichnete. Die Mittelwerte und die Schwankungsbreite dieser aufgezeichneten

Temperaturen sind ebenfalls in Abbildung 4 dargestellt. Diese bewegen sich im Mittel auf einem

ähnlichen Niveau von 900 bis 1000 °C (Volllast) bzw. 850 bis 950 °C (Teillast). Für TP1 können mit der

gemessenen Glutbetttemperatur gut die beobachteten Verschlackungen in der Feuerraumasche erklärt

werden, da die Maximaltemperaturen in der Größenordnung der Ascheerweichungstemperatur

beobachtet wurden. Bei der Verbrennung von TP2 und TP3 liegen die Maximaltemperaturen im Glutbett

jedoch unterhalb der Ascheerweichungstemperatur, was für TP3 die beobachtete geringe Agglomerat-

bildung erklären würde, die beobachtete Agglomeratbildung bei TP2 jedoch nicht. Insgesamt scheint

sich hier die schon in Kapitel 4.1 diskutierte Heterogenität des Ausgangsmaterials und damit der torre-

fizierten Chargen zu bestätigen. Es ergibt sich eher ein uneinheitliches Bild und muss v.a. durch weiter-

führende Ascheanalysen und begleitende Laboruntersuchungen zum Ascheschmelzverhalten vertieft

werden. Eine genauere Darstellung der einzelnen Temperaturverläufe während der Verbrennungs-

versuche ist in Abbildung 5 grafisch dargestellt. Anhand dieser ist festzustellen, dass der Betrieb mit

marktüblichen Holzpellets im Vergleich zum Einsatz der torrefizierten Brennstoffchargen größere

Temperaturschwankungen aufweist und tendenziell ein weniger kontinuierliches Abbrandverhalten

zeigt.


17

Abbildung 4: Mittelwerte der Glutbetttemperatur für jeweils einen Verbrennungsversuch pro Charge in Kessel 1 sowie

Schwankungsbreite der bei den versuchen gemessenen Glutbetttemperatur (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)

Abbildung 5: Darstellung der vier Temperaturverläufe in Kessel 1 im Volllastbetrieb über den gesamten Versuchszeitraum

(Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)


18

2.3.3.3 Emissionsverhalten

Im Folgenden werden die Emissionen, die während der Verbrennungsversuche ermittelt wurden,

dargestellt. Bewertet werden dabei die CO-, Gesamt-C-, NOX-, Gesamtstaub-, SO2- und HCl-Emissionen

und deren Vergleich mit den gültigen Emissionsgrenzwerten der 1. BImSchV. Eine Tabelle mit allen

Emissionsdaten für die Volllast- und Teillastversuche, ist in Anhang A 2.3 und A 2.4 zu finden.

CO- und org.-C-Emissionen

Die Abbildung 6 zeigt die CO Emissionen, die beim Betrieb von Kessel 1 und Kessel 2 unter Volllast und

Teillast entstanden sind. Der zulässige Emissionsgrenzwert der 1. BlmSchV von 400 mg/m3 wird in

allen Versuchen - außer bei Kessel 2 bei TP3 unter Teillast - eingehalten. Die Nichteinhaltung kann

anlagenseitig auf eine schlechte Abstimmung des Brennstoff-Luftverhältnisses zurückgeführt werden,

da keine optimalen Steuerungsparameter gefunden werden konnten, die ein stabiles Abbrandverhalten

ermöglichten. Am Kessel 1 lagen die CO-Emissionen bei Teillastbetrieb mit HP1 bei ca. 100 mg/m3.

Durch die Torrefizierung wurden die CO-Emissionen aber um ca. 75% gesenkt, denn bei TP3 liegen die

Emissionen nur noch bei ca. 25 mg/m3. Was für eine im Vergleich zu handelsüblichen Holzpellets

vollständigere Verbrennung spricht. Unter Volllast ist ebenfalls ersichtlich, dass die Emissionen stufen-

weise sinken und zwar in der Reihenfolge HP1 > TP1 > TP3 > TP2.

Abbildung 6: Mittelwerte der CO Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1 und Kessel 2 sowie der

Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen Emissionen, rote Linie entspricht dem Grenzwert der

1. BImSchV für wiederkehrende Messungen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)


19

Am Kessel 2 bietet sich ein etwas anderes Bild, denn dort steigen unter Volllast bei TP1 zunächst die

CO Emissionen im Vergleich zu HP2, sinken dann aber wieder deutlich, wobei bei TP3 nur noch

ca. 10 mg/m3. Bei den Teillastversuchen tritt ebenfalls wie bei Kessel 1 eine stufenweise Senkung auf,

außer bei TP3, dort steigen die Emissionen stark an. Die gegenläufigen Ergebnisse spiegeln auch

verfügbare Erkenntnisse aus der Literatur zur Verbrennung von torrefizierter Biomasse wieder, da das

CO-Emissionsniveau wesentlich durch die Wahl des Biomasserohstoffes vor der Torrefizierung sowie

dem Design und der Steuerung der Feuerungsanlage abhängt (Biedermann u. a. 2014) (Khalil u. a.

2013) (Michel u. a. o. J).

In der Abbildung 7 sind die zeitlichen Verläufe der CO-Emissionen und des O2-Gehaltes während der

Verbrennung in Kessel 1 und Kessel 2 dargestellt. Am Kessel 1 werden durch eine Torrefizierung

niedrigere CO-Emissionen mit deutlich geringeren Emissionsspitzen erzielt als z.B. bei der Verbrennung

von HP1 mit Spitzen von über 1000 mg/m3. Für Kessel 2 bietet sich ein anderes Bild, dort werden bei

HP2 die niedrigsten und bei TP1 höchsten CO-Emissionen erzielt. Aber vergleichend zu Kessel 1 sind

die Spitzen nicht ansatzweise so hoch. Ausgenommen der Abfahrzeiten liegen die Spitzen mit ihrem

Höchstwert bei TP1 bei knapp 800 mg/m3. Anhand der Werte lässt sich schlussfolgern, dass die

Kesselkonstruktion von Kessel 1 besser für torrefiziertes Material geeignet ist als die von Kessel 2,

denn dieser gewährt eine bessere Abstimmung des Brennstoff-Luftverhältnisses, um ein stabiles

Abbrandverhalten zu realisieren.

Die Gesamt-C-Emissionen weisen ein sehr niedriges Niveau von < 2 mg/m3 auf (siehe ).


20

Abbildung 7: CO-Emissionsverlauf bei der Verbrennung von HP1, TP1, TP2 und TP3 in Kessel 1 (oben) und Kessel 2 (unten)

unter Volllastbedingungen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)


21

NOx-Emissionen

Zudem wurden in Kapitel 2.2 Prognosen abgeben, welche NOx-Emissionen zu erwarten wären. Im

Vergleich zu Kessel 2 wurden am Kessel 1 geringere NOx-Emissionen erzielt, wobei bei allen Versuchen,

sowohl bei Volllast als auch bei Teillast, der NOx-Emissionsgrenzwert der 1. BImSchV für die

Typprüfungen von 500 mg/m3 eingehalten wurde. Zudem bietet sich bei beiden Kesseln dasselbe Bild,

denn mit steigendem Torrefizierungsgrad sinken die NOx-Emissionen. Diese liegen bei TP1, unter

Volllast bei knapp 300 mg/m3 und bei TP3 bei ca. 225 mg/m3. Die marktüblichen Holzpellets HP1 und

HP2 weisen mit 140 bzw. 180 mg/m3 die niedrigsten NOx-Emissionen bei der Verbrennung auf.

Laut dem Brennstoffindex N wären bei TP2 die geringsten NOx-Emissionen zu erwarten. Wie in

Abbildung 8 dargestellt bewahrheitet sich diese Prognose nicht, denn bei den Versuchen wurden bei

den torrefizierten Chargen, bei beiden Kesseln, bei TP3 die niedrigsten Emissionen erreicht.

Abbildung 8: Mittelwerte der NOx-Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1 und Kessel 2, sowie der

Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen Emissionen, rote Linie entspricht dem Grenzwert der

1. BImSchV für die Typprüfung (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)

Ein eindeutiger Zusammenhang zwischen dem Brennstoffstickstoffgehalt und den NOx-Emissionen

konnte nicht abgeleitet werden, da nur ein kleines Spektrum des N-Gehalts mit den untersuchten

Versuchsbrennstoffchargen abgedeckt wird. Es zeigt sich jedoch, dass mit steigendem N-Gehalt im

Brennstoff auch höhere NOx-Emissionen zu erwarten sind. Insgesamt betrachtet weist der Kessel 2

höhere NOx-Emissionen auf als Kessel 1, da die Verbrennungsführung und die Konstruktion unter-

schiedlich sind.


22

Gesamtstaubemissionen

Die Ergebnisse der nach der VDI 2066 durchgeführten Gesamtstaubmessungen werden in Abbildung 9

dargestellt. Von der 1. BImSchV wird eine Begrenzung der Feinstaubemissionen von 20 mg/m3

vorgegeben. Dieser wird nur bei Kessel 1 in dem Teillastversuch bei TP3 eingehalten. Am Kessel 2 wird

der Grenzwert unter Volllast bei HP1 und TP3 eingehalten. Bei allen anderen Versuchen wurde der

Emissionsgrenzwert überschritten, wobei diese Überschreitungen relativ gering sind. Der gemssene

Höchstwert liegt bei 35 mg/m3.

Abbildung 9: Mittelwerte der Gesamtstaubemissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1 und Kessel 2 (vor

Elektrofilter), sowie der Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen Emissionen, rote Linie

entspricht dem Grenzwert der 1. BImSchV (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)

Mithilfe des Summenparameters Gesamtstaub (K+Na+S+Cl+Pb+Zn) lässt sich auf das zu erwartende

Niveau an Gesamtstaubemissionen schließen. Entsprechend sollte das Emissionsniveau an Gesamt-

staub bei der Verbrennung von torrefizierten Pellets deutlich höher ausfallen als bei den marktüblichen

Holzpellets (siehe Tabelle 2). Überraschenderweise scheint dies aber nicht der Fall zu sein, obwohl

insbesondere der K- und Cl-Gehalt bei den torrefizierten Brennstoffen deutlich höher ist. Abbildung 10

zeigt den Zusammenhang des Summenparameters Gesamtstaub und der gemessenen

Gesamtstaubemissionen. Nach Sommersacher u. a. 2011 ist zu erwarten, dass mit steigendem

Summenparameter die Feinstaubemissionen ansteigen. Dieser Zusammenhang spiegelt sich bei den

hier untersuchten torrefiziereten Chargen nicht wieder, wobei bei Kessel 1 und Kessel 2 Unterschiede

deutlich werden. Unter Volllast bei Kessel 2 lässt sich der Summenparameter anwenden, denn wie in

der Literatur beschrieben nehmen mit zunehmendem Summenparameter die Feinstaubemissionen zu.

Bei Kessel 1 aber trifft dies nicht zu, da die Feinstaubemissionen bei den marktüblichen Holzpellets


23

und den torrefizierten Holzpellets auf einem ähnlichen Niveau liegen bzw. sinken teilweise sogar etwas

obwohl die Glutbetttemperaturen bei der Verbrennung der torrefizierten Pellets höher sind (vgl.

Abbildung 4). Die gegenläufigen Ergebnisse spiegeln auch verfügbare Erkenntnisse aus der Literatur zur

Verbrennung von torrefizierter Biomasse wieder, da neben den erreichbaren Glutbetttemperaturen

auch der Torrefizierungsgrad in Verbindung mit dem Lastzustand der Feuerungsanlage einen Einfluss

auf das Emissionsniveau an Gesamtstaub zu haben scheint (Biedermann u. a. 2014) (Khalil u. a. 2013)

(Michel u. a. o. J). Vermutlich kann bei den untersuchten torrefizierten Versuchsbrennstoffchargen die

Freisetzung von K (z.B. in Form von KCl) deutlich reduziert werden. Möglicherweise muss der

Summenparameter Gesamtstaub (K+Na+S+Cl+Pb+Zn) angepasst bzw. modifiziert werden. Eine

Verifizierung dieses Sachverhaltes anhand weiterer Verbrennungsversuche wird empfohlen, da die

Anzahl der Versuche vergleichsweise gering und die Variation des Summenparameters ebenfalls zu

gering ist.

Abbildung 10: Abhängigkeit der Gesamtstaubemissionen zum Brennstoffindex (K+Na+S+Cl+Pb+Zn) in den Volllast-

versuchen

SO2-Emissionen

In der Abbildung 11 werden die SO2-Emissionen für die Versuchschargen dargestellt. Die Höchstwerte

wurden bei Kessel 1 bei TP2 mit 18 mg/m3 erreicht und bei Kessel 2 bei TP1 mit 8,5 mg/m3. Da die

torrefizierten Brennstoffe einen ähnlichen S-Gehalt im Brennstoff aufweisen, aber der Brennstoffindex

(K+Na)/(2S+Cl) deutlich > 1 mol/mol ist, sollten die SO2-Emissionen entsprechend niedriger als bei

Holzpellets sein. Eine deutliche Korrelation steigender SO2-Emissionen mit einem sinkenden Wert für

den Brennstoffindex (K+Na)/(2S+Cl) ist bei beiden Kesseln nicht zu erkennen, was auf verschiedene

Einbindungsmechanismen des Schwefels in die Asche zurückgeführt werden könnte (Boström u. a.


24

2012) (Glarborg 2007), vgl Kapitel 2.3.3.4. Nach der TA Luft liegt der Grenzwert für die SO2-Emissionen

bei 280 mg/m3 (bezogen auf 13 Vol.-% O2) dieser wird in allen Versuchen eingehalten.

Abbildung 11: Mittelwerte der SO2-Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1 und Kessel 2, sowie der

Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen Emissionen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)

HCl-Emissionen

Die für die untersuchten Brennstoffe gemessenen HCl-Emissionen sind in Abbildung 12 dargestellt. Hier

werden starke Unterschiede zwischen Kessel 1 und Kessel 2 deutlich. Am Kessel 1 wurden unter Teil-

last Emissionen von unter 0,5 mg/m3 erreicht. Bei den Volllastversuchen ist zu erkennen, dass diese

mit erhöhter Torrefizierungstemperatur sinken. So wurden bei TP1 knapp 3 mg/m3 und bei TP3 nur

noch 0,25 mg/m3 gemessen, was für eine Torrefizierung spricht. Im Gegensatz dazu wurden bei HP1

über 7 mg/m3 HCl-Emissionen gemessen.

Am Kessel 2 sehen die Emissionswerte vergleichend zu Kessel 1 stark gegenteilig aus, sowohl bei Voll-

last als auch bei Teillast. Hier weist TP3 unter Volllast mit über 16 mg/m3 den höchsten Wert auf und

TP2 mit über 5 mg/m3 den niedrigsten. Bei den Teillastversuchen sind die Emissionen deutlich

geringer. Diese erreichen bei TP3 den Höchstwert von knapp 6 mg/m3 und bei TP3 den niedrigsten

Wert mit 0,25 mg/m3.

Dabei ist keine eindeutige Tendenz hinsichtlich des Einflusses der Torrefizierung auf die HCl-

Emissionen erkennbar. In Kessel 1 bestätigt sich die Korrelation von sinkenden HCl-Emissionen mit

einem steigenden Wert für den Brennstoffindex (K+Na)/(2S+Cl). Dies konnte beim Einsatz der

Versuchschargen im Kessel 2 nicht bestätigt werden. Zudem kann die Heterogenität der Brennstoff-

chargen sowie die Probenahme- und Analyseunsicherheiten bei der Chlorbestimmung einen Einfluss


25

auf das vorliegende Ergebnis haben. In der 1. BImSchV ist kein Grenzwert für die HCl-Emissionen

gegeben, deshalb soll der Grenzwert der TA Luft für die HCl-Emissionen bei 24 mg/m3 (bezogen auf

13 Vol.-% O2), welcher selbst mit den Schwankungsbreiten von den ermittelten Emissionen eingehalten

wurde, als Anhaltpunkt dienen.

Abbildung 12: Mittelwerte der HCl Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1 und Kessel 2, sowie der

Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen Emissionen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)

2.3.3.4 Untersuchung der Feuerraumaschen und Feinstäube

Die Bewertung der Feinstaub- und Feuerraumaschezusammensetzung erfolgte beispielhaft am

Kessel 1 beim Einsatz der Brennstoffchargen HP1 und TP3 unter Volllastbedingungen. Abbildung 13

zeigt die elementare Zusammensetzung der analysierten Feinstaubproben (100% entsprechen der

Summe der bestimmten Elemente). Wie zu erkennen ist, sind generell die Elemente Schwefel, Chlor

und Kalium dominierend. Daher ist zu vermuten, dass der emittierte Feinstaub hauptsächlich in Form

von KCl und K2SO4 vorliegt. Im Vergleich zu HP1 weisen die Feinstäube aus der Verbrennung von TP3

niedrigere Anteile an Kalium und Chlor auf. Dagegen ist der Anteil an Zink und Na deutlich erhöht,

wodurch vergleichsweise höhere Emission von Zink und Na (z.B. in Form von ZnO oder ZnCl2 bzw. NaCl)

zu verzeichnen sind (Obernberger u. a. 2006).

Nach jedem Verbrennungsversuch wurde eine repräsentative Probe der Feuerraumasche genommen

und die elementare Zusammensetzung anhand der geltenden europäischen Richtlinien für biogene

Festbrennstoffe bestimmt. Tabelle A 4 (im Anhang A 2.6) zeigt, dass aufgrund der hohen Anteile von Si

im Brennstoff auch der Anteil des Siliziums in der Feuerraumasche von TP3 mehr als doppelt so hoch

ist wie in der Feuerraumasche von HP1. Beim Vergleich der Feuerraumaschen auf Si-, O-, C-freier Basis

zeigt sich, dass beide untersuchten Feuerraumaschen trotz Unterschiede im Brennstoff ähnliche Anteile


26

an Ca, K, Fe, Mg, S und Cl aufweisen. Es lassen sich mit den vorhandenen Daten aber keine sicheren

Rückschlüsse auf die verschiedenen Bildungsmechanismen insbesondere von SO2-, HCl- und

Feinstaub-Emissionen ableiten.

Abbildung 13: Feuerraumasche und Feinstaubzusammensetzung Kessel 1, Volllast (Tor3=TP3)

2.3.3.5 Wirkungsgrad

In Tabelle 6 wird der Wirkungsgrad ƞ von Kessel 1 und 2 für die Volllast- und Teillastversuche

dargestellt. Bei dem Volllastversuch mit HP1 in Kessel 1 wurde der höchste Wirkungsgrad ƞ mit 89,2%

erzielt, obwohl bei der Ermittlung des Brennstoffverbrauchs für die Wirkungsgradbestimmung die An-

und Abfahrvorgänge einfliessen. Dies deutet auf eine gute Eignung von Kessel 1 für einen effizienten

Betrieb. Beim Einsatz von TP1 und TP2 in Kessel 1 wurde ein niedrigerer Wirkungsgrad von etwa 82%

erzielt. Bei den Teillastversuchen an Kessel 1 zeigte sich jedoch ein gegenläufiges Bild. Hier wurde

durch den Einsatz der torrefizierten Brennstoffe eine Steigerung des Wirkungsgrades im Vergleich zur

Verbrennung der handelsüblichen Holzpellets erzielt. Entsprechend liegt der Wirkungsgrad beim Einsatz

von HP1 bei 65% und bei TP3 bei 70%. Sowohl in Teillast als auch in Volllast wurde am Kessel 1 von

allen torrefizierten Chargen bei TP3 der höchste Wirkungsgrad erzielt. Die sehr niedrigen Wirkungsgrade

können vor allem auf die Bestimmung der eingesetzten Brennstoffmenge zurückgeführt werden, da der

Anteil der Anfahr- und Abfahrvorgänge sich im Teillastbetrieb deutlich stärker auswirkt als beim

Volllastbetrieb. Am Kessel 2 wurde als höchster Wirkungsgrad unter Volllastbedingungen ein Wert von

87% bei TP1 erreicht. Im Gegensatz zu den handelsüblichen Holzpellets HP2 ist das eine Steigerung

von 10%. Bei den Teillastversuchen ist bei TP1 und TP3 ebenfalls eine Steigerung des Wirkungsgrades

im Gegensatz zu HP2 ersichtlich, der zwischen 2 bis 4% liegt. Bei TP2 hingegen ist der Wirkungsgrad im

Teillastbetrieb im Vergleich zu HP2 um 5% gesunken. Um genauere Aussagen zum Einfluss der


27

torrefizierten Brennstoffe auf die Kesseleffizienz zu bekommen, müssen weitere Versuche mit

homogeneren torrefizierten Brennstoffen im Vergleich zur gleichen, untorrefizierten Rohmaterialcharge

durchgeführt und mit entsprechender Messgenauigkeit bestimmt werden.

Tabelle 6: Wirkungsgrad von Kessel 1 und 2 für die Volllast- und Teillastversuche

Nennleistung [kW] m [kg/h] Brennstoffwärme [kW] Wirkungsgrad [%]

Volllast

Kessel 1 HP1 33,1 7,61 37,2 89,2

TP1 30,2 6,80 36,6 82,5

TP2 30,2 6,65 36,8 82,0

TP3 30,9 6,76 35,9 86,0

Kessel 2 HP2 50,3 13,16 65,2 77,0

TP1 47,1 10,07 54,2 87,0

TP2 49,1 10,45 57,8 84,9

TP3 51,5 11,26 59,8 86,1

Teillast

Kessel 1 HP1 15,6 4,88 23,9 65,5

TP1 15,5 4,26 22,9 67,7

TP2 15,1 4,10 22,7 66,6

TP3 14,2 3,80 20,2 70,3

Kessel 2 HP2 26,6 6,23 30,9 86,1

TP1 27,3 5,75 30,9 88,1

TP2 30,2 6,67 36,9 81,8

TP3 27,6 5,75 30,5 90,2

2.3.3.6 Verwertung der Feuerraumaschen als Düngemittel

In Zusammenarbeit mit der EUROFINS Umwelt Ost GmbH erfolgte die Analyse und Deklaration der

Feuerraumaschen nach DüMV aus der Verbrennung von TP3 in Kessel 2 unter Volllastbedingungen

(o. A. 2012). Die Ergebnisse sind in Tabelle 7 zusammengefasst.


28

Tabelle 7: Analyse der Feuerraumasche aus der Verbrennung von TP3 in Kessel 2 unter Volllastbedingungen nach DüMV o. A.

2012

Parameter

Maßeinheit

Verbrennungsasche TP3,

Kessel 2 (VL)

Grenzwert gemäß

DüMV, Anlage 2,

Tab. 1, 1.4

Mindestgehalt/

Kennzeichnungs-

schwelle

Trockensubstanz Ma.-% FM 97,2 - -

pH-Wert - 10,8 - -

Glühverlust Ma.-% TS 69,7

Reaktivität % FM 100 - -

Hauptbestandteile, Nährstoffe/lösliche Gehalte

Chlorid, wasserlöslich Ma.-% FM - -

Calcium, wasserlöslich Ma.-% FM 0,03126 - -

Schwefel, wasserlöslich Ma.-% FM 0,1285 - -

Pflanzennährstoffe

Stickstoff, gesamt Ma.-% FM 0,3 - -

Ammonium-Stickstoff Ma.-% FM < 0,01 - -

Calcium als CaO Ma.-% FM 12,5 - -

Magnesium als MgO Ma.-% FM 2,74 - -

Kalium als K2O Ma.-% FM 5,45 - -

Phosphor als P2O5 Ma.-% FM 2,1 - -

Basisch wirksame Stoffe %CaO FM 11 - -

Spurennährstoffe

Natrium Ma.-% FM 5600 - -

Bor Ma.-% FM 250 - -

Cobalt Ma.-% FM < 0,50 - -

Schwefel Ma.-% FM 5200 - -

Selen Ma.-% FM <0,50 - -

Kupfer Ma.-% FM 340 - -

Zink Ma.-% FM 230 - -

Schadstoffe

Arsen mg/kg TS 92 40 20

Blei mg/kg TS 140 150 100

Cadmium mg/kg TS < 0,2 1,5 1

Chrom, gesamt mg/kg TS 130 - 300

Chrom (VI) mg/kg TS 8,7 2 1

Nickel mg/kg TS 51 80 40

Quecksilber mg/kg TS < 0,010 1 0,5

Thallium mg/kg TS < 0,10 1 0,5

Summe PFOA/PFOS mg/kg TS 0 100 50

PCDD/PCDF NATO/CCMS-TE ng/kg FM 0,012 - -

PCDD/PCDF WHO-TE 2005 ng/kg FM 0,012 - -


29

Die untersuchte Feuerraumasche aus der Verbrennung von TP3 in Kessel 2 erfüllt nicht die

Anforderungen eines Kalkdüngers (nach DüMV Anlage 1, Tabelle 6, Punkt 6.4.11) aus der Verbrennung

pflanzlicher Stoffe, Brennraumaschen von naturbelassenen pflanzlichen Ausgangsstoffen

(Tabelle 7.3.16 Aschen aus [Stoff nach Tabelle 7.1, 7.2 oder Tabelle 7.4]) und kann aufgrund der

Reaktivität von 100% als leicht umsetzbarer Dünger eingestuft werden. Gemäß DüMV muss für diese

Kalkdünger der Anteil von basisch wirksamen Bestandteilen (BWB) sowie der CaO-Gehalt mindestens

15% in der Trockensubstanz betragen. Bei der vorliegenden Probe beträgt der Anteil der BWB 11,3%

und der CaO-Gehalt 12,9% in der Trockenmasse. Zudem werden die Schadstoffgehalte für Arsen und

Chrom(VI) überschritten. Daher ist die untersuchte Feuerraumasche in der vorliegenden Form nicht als

Düngemittel verkehrsfähig.

2.3.4 Bilanzkenngrößen nach Methodenhandbuch

In den nachfolgenden beiden Tabellen sind sämtliche Bilanzkenngrößen, die im Rahmen der Volllast-

Versuche gemessen bzw. berechnet wurden, zusammengefasst. Brennstoffleistung entspricht

Feuerungswärmeleistung, da der gelieferte Brennstoff ohne weitere Vorbehandlungsmaßnahmen in

beiden Feuerungsanlagen eingesetzt wurde. Dem entsprechend ist im vorliegenden Fall der thermische

Anlagenwirkungsgrad gleich dem Kesselwirkungsgrad. Der Bezug elektrischer Energie wurde im

Rahmen der Volllastversuche nicht aufgenommen. Weitere Details siehe Kapitel 2.3.3.5.

Tabelle 8: Bilanzkenngrößen für Kessel 1 nach Methodenhandbuch

Bilanzkenngröße Einheit HP1 TP1 TP2 TP3

Brennstoffleistung kW 37,2 36,6 36,8 35,9

Nennwärmeleistung kW 33,1 30,2 30,2 30,9

Kesselwirkungsgrad % 89,2 82,5 82,0 86,0

Tabelle 9: Bilanzkenngrößen für Kessel 2 nach Methodenhandbuch

Bilanzkenngröße Einheit HP2 TP1 TP2 TP3

Brennstoffleistung kW 65,2 54,2 57,8 59,8

Nennwärmeleistung kW 50,3 47,1 49,1 51,5

Kesselwirkungsgrad % 77,0 87,0 84,9 86,1

2.3.5 Lastwechselversuch an Kessel 3

Der Versuchslauf nach dem Referenzlastzyklus bildet den Verlauf eines Kessels ohne Pufferspeicher

ab. Der Lastzyklus wird von der Steuerung der Wärmeabnahme automatisch gestartet, wenn die

Vorlauftemperatur über 55 °C steigt, d.h. sobald der Kessel nutzbare Wärme produziert.


30

Abbildung 14: Vergleich der Kesselauslastung (Oben), Kesselvorlauftemperaturen (Mitte) und Emissionen (Unten) (Tor1=TP1)


31

Die Abbildung 14 zeigt die abgenommene Ist-, Soll- und Kesselleistung sowie die Vorlauftemperaturen

und die gemessenen Abgasemissionen während des Testlaufes. Die Abweichung der Kesselwärme-

leistung von der Sollwärmeleistung entspricht dem typischen Regelverhalten der Feuerung beim Betrieb

unter wechselnder Last. Der durchgehende Verlauf der Kurve zeigt das stufenlose, weite Modulations-

spektrum dieser Feuerungsanlage. Dabei zeigt sich, dass beim Betrieb von Kessel 3 mit TP1 weniger

Taktungen erforderlich sind als beim Betrieb mit HP3. Aufgrund des höheren Heizwertes von TP1 im

Vergleich zu HP3 muss jedoch die Kesselleistung brennstoffseitig verringert werden, um niedrigere

Wärmeanforderungen vom Heizkreis zu realisieren. Entsprechend muss die für den Betrieb mit

marktüblichen Holzpellets ausgelegte Stokerschnecke für den Betrieb mit torrefizierten Holzpellets

angepasst werden. Ein schnelleres Erreichen der geforderten Betriebszustände, z.B. durch ein besseres

Zünden bzw. Gluterhaltung, ist beim Einsatz von TP1 nicht erkennbar. Der im Betrieb mit dem Last-

zyklus ermittelte Jahresnormnutzungsgrad in Kessel 3 liegt beim Einsatz von TP1 knapp unter den von

HP3, siehe Tabelle 10. Der Unterschied ist unter anderem deshalb so gering, da die elektrische

Energieaufnahme zwar beim Einsatz von Tor1 geringer ist, aber im Mittel fast 20 °C höhere Abgas-

temperaturen gemessen wurden. Im Unterschied dazu wurden von (Biedermann u. a. 2014) ein

ähnliches Niveau für den Jahresnormnutzungsgrad beim Einsatz von torrefizierten und untorrefiziertem

Material ermittelt. Hier scheint die Verwendung von unterschiedlichem Ausgangsmaterial sowie die

Auslegung und Steuerung der Kesselanlage einen wesentlichen Einfluss auf das vorliegende Ergebnis

zu haben. Alle Emissionen, mit Ausnahme jener der Stickoxide, liegen signifikant über jenen des Tests

bei Volllast für Kessel 1 und 2. Der Verlauf der Abgaszusammensetzung zeigt ein sehr differentes Bild

zu jenem des Volllastversuches. Wie in Tabelle 10 zu sehen ist, steigt der Restsauerstoffgehalt im

Abgas bei Betrieb mit reduzierter Leistung an, wobei die Emissionen an Kohlenmonoxid weitgehend

konstant sind. Mit Beginn der schwächsten Laststufe geht der Kessel in Taktbetrieb über. In den kurzen

Betriebsphasen des intermittierenden Betriebes weist die Anlage hohe Emissionen auf, wobei keine

signifikanten Unterschiede bzgl. des CO- und O2-Verlaufs zu erkennen sind.

Tabelle 10: Ergebnisse aus den Lastwechselversuchen mit HP3 und TP1 in Kessel 3

Parameter Einheit HP3 TP1

Abgastemperatur °C 68,6 85,5

CO ppm, tr 197 117

O2 Vol.-%, tr 16,3 14,8

NOx ppm, tr 28,6 122

Gesamtstaub mg/m³, i.N., tr, 13 Vol.-% O2 17,1 38,1

Istleistung % 33,4 33,6

Sollleistung % 33,0 32,9

Kesselauslastung % 36,0 29,7

Energieoutput kWh 40,6 40,5

Brennstoffenergie kWh 49,7 50,0

spez. Stromverbrauch % 1,6 1,2

Nutzungsgrad % 82 81


32

2.3.6 Zusammenfassung und Fazit

Zielstellung war es, Unterschiede im Abbrand- und Emissionsverhalten von Holzpellets und torrefizierten

Holzpellets in Kleinfeuerungsanlagen festzustellen. Dabei wurden insbesondere die unterschiedliche

Brennstoffzusammensetzung und der Einfluss der Torrefizierungstemperatur betrachtet. Für die

Verbrennungsversuche standen insgesamt sechs Chargen zur Verfügung. Diese wurden in drei

Kleinfeuerungsanlagen verbrannt. Die Verbrennungsversuche wurden bei Volllast und Teillast sowie im

Lastzyklus durchgeführt und parallel dazu erfolgten Messungen der gas- und partikelförmigen

Emissionen.

Die torrefizierten Materialien zeigten dabei ein geringfügig erhöhtes Verschlackungsrisiko. Dies ist

wahrscheinlich auf den hohen Aschegehalt und die niedrigeren Ascheerweichungstemperaturen der

torrefizierten Chargen zurückzuführen. Deutlichere Unterschiede unter den Chargen traten bei den gas-

und partikelförmigen Emissionen auf. Die Chargen HP1 und HP2 wiesen im Durchschnitt höhere CO-

Emissionen auf als die torrefizierten Chargen, wobei sich Kessel 1 als geeigneter zeigte, was auf die

Kesselkonstruktion und die Abstimmung des Brennstoff-/Luftverhältnisses zurückzuführen ist. Die

Grenzwerte der 1. BImSchV wurden bei allen Versuchen eingehalten. Entsprechend der Brennstoff-

zusammensetzung ergaben sich für TP1, TP2 und TP3 höhere NOx-Emissionen als für marktübliche

Holzpellets, wobei diese mit erhöhtem Torrefizierungsgrad sanken. Die SO2- und HCl-Emissionen liegen

bei allen Chargen unter 20 mg/m3, was ein sehr niedriges Emissionsniveau darstellt. Bei den SO2-

Emissionen weist Kessel 2 niedrigere Emissionswerte auf und zeigt sich somit als geeigneter. Bei den

HCl-Emissionen hingegen weist der Kessel 1 eindeutig bessere Ergebnisse auf, bis hin dazu dass bei

TP3 kaum noch HCl Emissionen festzustellen sind. In Bezug auf die Feinstaubemissionen konnte der

aktuelle Grenzwert von 20 mg/m3 der 1. BImSchV von Kessel 1 und von Kessel 2 nur von HP2 und TP3

unter Volllast eingehalten werden. Ein direkter Zusammenhang der Menge an emittierten Feinstaub

und der Summe aerosolbildender Elemente konnte nur bei Kessel 2 festgestellt werden. Die Ergebnisse

aus den Feinstaub- und Feuerraumascheanalysen lassen sich daher mit den vorhandenen Daten keine

sicheren Rückschlüsse auf verschiedenen Bildungsmechanismen von SO2, HCl oder Feinstaub zu. Die

untersuchte Feuerraumasche aus der Verbrennung von TP3 in Kessel 2 erfüllt nicht die Anforderungen

eines Kalkdüngers nach DüMV Anlage 1. Der Versuchslauf nach dem Referenzlastzyklus zeigte beim

Betrieb mit TP1 ein vom Betrieb mit Holzpellets abweichendes Regelverhalten der Feuerung beim

Betrieb unter wechselnder Last. Die ermittelten Wirkungsgrade zeigten – abhängig von der

Bestimmungsmethode unterschiedliche Ergebnisse, wohingegen der durch die Lastzyklusversuche

ermittelte Jahresnormnutzungsgrad für TP1 nur knapp unter dem beim Einsatz von Holzpellets liegt.

Davon ausgehend konnte für den Einsatz in marktüblichen Kesselanlagen kein eindeutiger Einfluss des

Torrefizierungsgrades auf das Abbrand- und Emissionsverhalten abgeleitet werden. Es muss die für den

Betrieb mit marktüblichen Holzpellets ausgelegte Anlagen- und Regelungstechnik für den Betrieb mit

torrefizierten Holzpellets angepasst werden, um einen effizienten, störungsfreien und emissionsarmen

Betrieb zu gewährleisten. Diesbezüglich sollte eine Anpassung der Feuerraumgeometrie und der

Kesselsteuerung stattfinden. Zudem kann eine Anpassung der Verbrennungsluftführung und Brenn-

stoffbeschickung der Kessel stattfinden, um ein besseres Emissions- und Abbrandverhalten zu erzielen

und die torrefizierten Materialien nutzbar zu machen. Zur Einhaltung der Feinstaubgrenzwerte könnte

ein Staubabscheider installiert werden. Zudem sollte eine gleichmäßige Torrefizierung der Brennstoff-

chargen gewährleistet werden, um eine gleichbleibend hohe Produktqualität zu erzielen. Hierfür ist eine

Norm erforderlich, welche exakte Grenzwerte für die Brennstoffparameter torrefizierter Materialien

festlegt, wie z.B. die aktuell diskutierte vorgeschlagene Norm DIN EN ISO 17225-8.


33

2.4 AP 4: Einsatz torrefizierter Biomasse im Laborvergaser

2.4.1 Messkonzept und Messgeräte

Zur Durchführung des Arbeitspaketes 4 wurde der DBFZ-Laborvergaser (Festbett mit Anströmung von

unten) eingesetzt. Der für den Batchbetrieb konzipierte und in Abbildung 15 dargestellte Versuchsstand

kann mit maximal 6 Liter Brennstoff befüllt werden.

Abbildung 15: Links: hintere Ansicht der Laborvergasers mit Gasdosierung und Abgasstrecke, rechts: vordere Ansicht des

Laborvergasers mit Vorwärmung und Reaktor

Dabei können in den Reaktor mit 10 cm Durchmesser Pellets, Hackschnitzel, Späne und feiner

Brennstoffe eingesetzt werden. Das Vergasungsmittel kann zwischen N2, O2, Luft, Wasserdampf und

CO2 und deren Mischungen frei eingestellt werden. Vor dem Vergasungsreaktor erfolgt eine Aufheizung

des Vergasungsmittels auf max. 950 °C. Im Vergasungsreaktor befindet sich ein beheizbarer Boden,

der für die Simulation eines Glutbettes genutzt werden kann. Weiterhin kann der Reaktor zusätzlich von

außen auf 950 °C ebenso wie der Reaktorboden beheizt werden. Die Massenabnahme des Brennstoffs

wird kontinuierlich von vier Wägezellen bestimmt. Das Abgas des Vergasungsreaktors wird auf 450 °C

abgekühlt, um Kohlenwasserstoffe, die sich während der Biomasseumsetzung bilden gasförmig zu

halten. Die Probenahme dieser Gase zur Analyse ist im Reaktorbett in drei unterschiedlichen Höhen

und am Reaktorausgang möglich. Die Probenahmetemperatur liegt dabei jeweils bei ca. 450 °C. Das

erzeugte Produktgas wird nach dem Vergasungsreaktor und der Probenahme auf ca. 20 °C abgekühlt.

Die Temperaturbestimmung im Reaktor erfolgt mit 20 Thermoelementen, um sowohl entlang des

Reaktordurchmessers als auch der Reaktorhöhe das Temperaturfeld bestimmen zu können.

Wandernde Wärmefronten können dadurch sichtbar gemacht werden.


34

2.4.2 Durchführung der Messungen und Messergebnisse

Für die Versuche im Projekt wurden die folgenden Versuchsparameter festgelegt:

Vergasungsmittel Luft mit konstant 400 L/m³ (i.N.),

Brennstoffmasse 1500 g,

Betriebstemperatur Reaktor 800 °C,

Gasanalytik am Reaktoraustritt mit µGC für Permanentgas

Aufgrund verschiedener Inbetriebnahme-Schwierigkeiten der Herstellerfirma des DBFZ-Laborvergasers

konnten die Versuche zum Vergasungsverhalten erst in 2017 in einem eingeschränkten Umfang

(geringere Anzahl an Versuchen mit weniger Messtechnik/Probensammlung) stattfinden. Auch die

ursprünglich geplante Reihenfolge der Versuche vor Arbeitspaket 5 und 6 konnte aufgrund der

Inbetriebnahme-Schwierigkeiten nicht eingehalten werden. Somit wurde das Arbeitspaket 4 erst am

Ende des Projektes bearbeitet.

Im Rahmen des Projektes konnten für die vier Brennstoffe (HP, TP1, TP2, TP3) jeweils zwei Versuche

mit den oben genannten Standard-Versuchseinstellungen durchgeführt werden. Dabei wurde der

Temperatur-/Druckverlauf im Reaktor und die Permanentgaszusammensetzung kontinuierlich über die

Versuchsdauer hinweg gemessen und aufgezeichnet. Die zur Aufstellung der Stoff- und Energiebilanz

notwendigen Materialproben (Teerkondensat, Partikelbeladung im Gas) und deren Analyse konnten,

aufgrund der Inbetriebnahme-Schwierigkeiten und der daraus resultierenden kurzen Zeit zur

Versuchsdurchführung, im Projektrahmen nicht gesammelt bzw. durchgeführt werden.

Bei den durchgeführten Versuchen wurde das Vergasungsmittel auf die Betriebstemperatur von 800 °C

über den Bypass aufgewärmt. Nach Erreichen dieser Betriebstemperatur wurde durch Umschalten von

zwei Ventilen der Bypass geschlossen und der Reaktor geöffnet, so dass das Vergasungsmittel

schlagartig mit Betriebstemperatur auf den Brennstoff mit Raumtemperatur traf. Mit diesem

Umschalten wurden weiterhin die beiden Reaktorheizungen (Boden und Wand) auf 100% Heizleistung

gestellt. Diese schnellstmögliche Aufheizung der Brennstoffschüttung wurde jeweils (Boden/Wand) so

lange aufrechterhalten bis am Rand oder im Inneren der Brennstoffschüttung 800 °C erreicht waren.

Danach wurde die Beheizung der Reaktorwand auf kontante 10% Heizleistung gesetzt (Ausgleich der

Wärmeverluste) und die Bodenbeheizung ausgeschalten. In der ersten Phase nach der Umschaltung

auf den Festbettreaktor stellt sich die Trocknung und Pyrolyse des Brennstoffs ein, was durch die

Erhöhung des Produktgasvolumenstroms gut zu erkennen ist (siehe Abbildung 16). Anschließend läuft

die zweite Phase die Vergaserkoks-Umsetzung (Oxidation/Reduktion) zum Produktgas ab, bei der sich

das charakteristische Temperaturprofil des Reaktors einstellt (siehe Abbildung 17). In der dritten Phase

geht die Vergasung aufgrund des geänderten Verhältnisses von Vergasungsmittel Luft (konstant

400 L/m³ (i.N.) über die Versuchsdauer) und Brennstoff in die Verbrennung über. Dadurch erhöht sich

im Produktgas der Anteil an Kohlendioxid und die Reaktortemperatur steigt an. Diese Phase hält an bis

der Brennstoff vollständig umgesetzt ist und nur noch der Ascheanteil vorhanden ist. Ist dieser Zustand

erreicht sinken die Reaktortemperaturen und die Gaszusammensetzung entspricht der von Luft. Die in

Abbildung 16 dargestellte Kurve für die Gewichtsabnahme des Reaktormoduls (Brennstoffschüttung

mit Reaktor) zeigt einen abnehmenden Verlauf in den unterschiedlichen Phasen der Brennstoff-

umsetzung ist in ihren absoluten Werten aber noch nicht korrekt. Hier muss noch entsprechende

Kalibriearbeit durchgeführt werden, was im Rahmen des Projektes nicht möglich war.


35

Abbildung 16: Verlauf der Reaktormodul-Waage, des Produktgas- und Vergasungsmittelvolumenstroms beim Versuch mit

Holzpellets

Abbildung 17: Temperaturprofil im Reaktor beim Versuch mit torrefizierten Holzpellets (275 °C)


36

Die Auswertung der durchgeführten Versuche zeigt, dass die im Rahmen der Arbeitspakete 5 und 6

festgestellte hohe Koksbildung auch am DBFZ-Laborvergaser festgestellt werden konnte. Dies zeigt sich

deutlich in der Phase zwei der Vergaserkoks-Umsetzung, welche bei den torrefizierten Brennstoffen

(> 5 h) länger dauert im Vergleich zum Brennstoff Holz (< 4 h). Ein weiteres Indiz für die hohe

Vergaserkoksmenge im Reaktor bei den torrefizierten Brennstoffen ist die deutlich unterschiedliche

Gaszusammensetzung in Phase zwei im Vergleich zum Brennstoff Holz. Das CO/CO2-Verhältnis bei Holz

ist ca. 0,6 bis 0,7 während es bei den torrefizierten Brennstoffen eher 1 bis 1,2 ist (siehe Abbildung 18

und Abbildung 19). Einen Unterschied zwischen den verschiedenen torrefizierten Brennstoffen

entsprechend dem Torrefizierungsgrad lässt sich anhand der wenigen Versuche nicht erkennen.

Abbildung 18: Permanentgaszusammensetzung Reaktorabgas beim Versuch mit torrefizierten Holzpellets (275 °C)

Weiterhin kann festgestellt werden, dass das Anzündverhalten der torrefizierten Brennstoffe schlechter

ist bzw. die torrefizierten Brennstoffe nach dem Umschalten auf den Reaktor länger brauchen um die

Brennstoffschüttung vollständig durchzuwärmen. Dies zeigt sich in der kürzeren Zeit der Reaktor-

beheizung (Boden) beim Brennstoff Holz (dunkelrote Kurve in Abbildung 17). Bei gleicher Brennstoff-

masse brauchten die torrefizierten Brennstoffe ca. 5% (ca. 5 min) mehr Zeit bei 100% Leistung der

Reaktorbodenbeheizung zur Durchwärmung der Brennstoffschüttung.

Alle vier untersuchten Brennstoffe (HP, TP1, TP2, TP3) zeigen im DBFZ-Laborvergaser ein stabiles und

reproduzierbares Vergasungsverhalten, was sich an den gleichmäßigen Temperatur-/Druckverläufen im

Reaktor und den Konzentrationsverlauf im Produktgas erkennen lässt. Störungen der Kurvenverläufe

sind durch das Nachrutschen der Brennstoffschüttung infolge der Vergaserkoks-Umsetzung verursacht.

Weiterhin konnte keine Agglomeratbildung in der Vergaserasche nach dem Versuch festgestellt werden.

Die maximal im Brennstoffbett gemessenen Temperaturen lagen bei den durchgeführten Versuchen bei

den unterschiedlichen Brennstoffen jeweils unter 900 °C.


37

Abbildung 19: Permanentgaszusammensetzung im Reaktorabgas beim Versuch mit ENplus- Holzpellets

Aufgrund der nicht vollständigen Datensätze zu den Versuchen der vier Brennstoffe kann die

Berechnung der Kennzahlen nach Methodenhandbuch Stoffstromorientierte Bilanzierung der Klimagas-

effekte (Methoden zur Bestimmung von Technologiekennwerten, Gestehungskosten und Klimagas-

effekten von Vorhaben im Rahmen des BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“) nicht

durchgeführt werden. Diese Berechnungen müssen in weitergehenden Untersuchungen durchgeführt

und im Vergleich zu den berechneten Kennzahlen des Arbeitspaketes 6 (Tabelle 14) betrachtet werden.

2.4.3 Fazit

Die in Arbeitspaket 4 durchgeführten Versuche haben die Tendenzen der Arbeitspakete 5 und 6 zu

erhöhter Koksbildung im Vergasungsreaktor bestätigt. Weiterhin zeigen alle vier untersuchten

Brennstoffe (HP, TP1, TP2, TP3) ein stabiles und reproduzierbares Vergasungsverhalten. Die

torrefizierten Brennstoffe benötigen im Vergleich zum Brennstoff Holz eine längere Phase zum Zünden

und zur Vergaserkoks-Umsetzung. Bis auf das CO/CO2-Verhältnis sind sich die Gaszusammensetzungen

für torrefiziertes Holz (1 bis 1,2) und Holz (0,6 bis 0,7) sehr ähnlich. Der Einfluss des Torrefizierungs-

grades auf Anzündverhalten, Vergaserkoks-Umsetzung und Gaszusammensetzung (Bildung von teer-

artigen Produkten) konnte aufgrund der geringen Anzahl an Versuchen mit den vier Brennstoffen nicht

eindeutig geklärt werden. Hier sind weitergehende Untersuchungen notwendig. Weiterhin konnte

aufgrund der Inbetriebnahmeprobleme des DBFZ-Laborvergasers im Projektrahmen die Schließung der

Stoff-/Energiebilanzen nicht stattfinden. Die dafür notwendigen Materialproben und deren Analysen

konnten nicht gesammelt bzw. durchgeführt werden. Auch hier sind weitergehende Untersuchungen

notwendig, um die vergasungsspezifischen Kennzahlen (Reaktionsgeschwindigkeit, Raumbelastung,

erreichbare Qualität und Schadstoffbelastung (insbesondere Teere)) der jeweiligen Brennstoffe

bestimmen und die Stoff-/Energiebilanzen schließen zu können. Erst mit diesen Kennzahlen ist

Übertragbarkeit der Ergebnisse vom Labormaßstab in die Praxis möglich.


38

2.5 AP 5: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer Pilot-Vergasungsanlage

Zur Vorbereitung des Arbeitspakets 6 „Einsatz torrefizierter Biomasse in einer kommerziellen

Vergasungsanlage“ und zur Validierung der Ergebnisse aus dem Arbeitspaket 4 „Einsatz torrefizierter

Biomasse im Laborvergaser“ wurden die drei torrefizierten Brennstoffe in einer Pilot-Anlage der Firma

Burkhardt eingesetzt. Die Pilotanlage Typ V2.30 befindet sich am Firmenstandort in Mühlhausen und

weist eine Feuerungswärmeleistung von 90 kW auf. Eine detaillierte Beschreibung der Pilotanlage folgt

in anschließendem Kapitel.

Nach Anlieferung und Einlagerung der drei torrefizierten Brennstoffsorten, erfolgten im firmeneigenen

Labor Analysen des Wasser- und Aschegehalts sowie der mechanischen Festigkeit. Parallel wurden

erforderliche Umbaumaßnahmen an der Pilotanlage im September 2014 abgeschlossen, wodurch die

ersten Versuche Anfang Oktober 2014 durchgeführt werden konnten.

Hierbei wurden vorrangig die Vergasungstemperaturen, die Zusammensetzung des generierten

Brenngases sowie die Mengen an zugeführter torrefizierter Biomasse, Reststoffen und die Menge an

erzeugtem Brenngas bestimmt.

Eine Validierung mit den Ergebnissen aus dem AP4 konnte aufgrund von Lieferschwierigkeiten des

Laborvergasers nicht stattfinden.

Abschließend wurde die Übertragbarkeit der Ergebnisse zur Vorbereitung des Arbeitspakets 6 „Einsatz

torrefizierter Biomasse in einer kommerziellen Vergasungsanlage“ geprüft und Regelungsparameter

definiert.


Die Pilotanlage V2.30 arbeitet, wie auch die kommerzielle Serienanlage V3.90, nach dem Prinzip der

aufsteigenden Gleichstromvergasung mit stationärer Wirbelschicht. Das bedeutet, dass sowohl der

Brennstoff als auch die Vergasungsluft im unteren Bereich des Vergasers eingebracht werden und im

Laufe des Prozesses nach oben strömen. Dabei durchläuft der Brennstoff die üblichen Vergasungs-

prozesse in der Reihenfolge Trocknung, Pyrolyse, Oxidation und Reduktion. Im oberen Bereich des

Reaktors bildet sich strömungsbedingt eine stationäre Wirbelschicht, in der das erzeugte Gas austritt.

Die nachfolgende Abbildung 20 zeigt den Prozess- und Temperaturverlauf innerhalb des Reaktors.


39

Abbildung 20: Prozess- und Temperaturverlauf Burkhardt-Vergasungssystem

Die Pilotanlage ist mit einem Brennstoffspeicher sowie einer Brennstoff- und Luftzuführung

ausgestattet. Beide Massenströme werden kontinuierlich ermittelt und können während des Prozesses

angepasst werden.

Zur Beurteilung der Prozessstabilität sind Temperaturmessstellen an definierten Reaktorhöhen sowie

am Gasaustritt positioniert.

Mit Hilfe einer online-Gasanalyse kann die Zusammensetzung des Produktgases über den gesamten

Versuchsbetrieb durchgehend ermittelt sowie der Prozess daraufhin angepasst werden.

Das erzeugte noch staubhaltige Produktgas wird über einen Zyklon geleitet, in dem der mitgeführte

Koksstaub abgeschieden wird, was die Bestimmung des Reststoffmasse Koks ermöglicht.

Im Anschluss wird das Produktgas in einer Fackel abgebrannt. Die nachfolgende Abbildung 21 zeigt die

Pilotanlage und deren Kernkomponenten.

Freeboard

(Gasaustritt)

Reduktion

Oxidation

Pyrolyse

Trocknung

Brennstoff- und

Luftzuführung


40

Abbildung 21: Aufbau Pilotanlage V2.30

Die Pilotanlage ist mit entsprechender Messtechnik ausgestattet, die eine Beurteilung von Test-

Brennstoffe ermöglicht. Die wichtigsten Parameter und deren Sensorik ist in der nachfolgenden

Tabelle 11 aufgelistet.

Tabelle 11: Messtechnik der Pilotanlage V2.30

Parameter Hersteller / Typ

Brennstoffmasse Zilmet

Luftmasse i2s LMS

Reaktortemperaturen Mantelthermoelemente Typ-K

Methan-Gehalt Edinburgh Instruments Gascard NG-CH4

Wasserstoff-Gehalt Messkonzept FTC110

Kohlenmonoxid-Gehalt Edinburgh Instruments Gascard NG-CO

Kohlendioxid-Gehalt Edinburgh Instruments Gascard NG-CO2


41


Ein Vergleich der torrefizierten Pellets mit ENplus-Pellets zeigt einen annähernd doppelt so hohen

Aschegehalt, wodurch ein höherer Verschlackungsgrad bei den nachfolgenden Versuchen zu erwarten

war. Der Wassergehalt der torrefizierten Pellets befindet sich innerhalb der Norm, liegt aber deutlich

unterhalb der durchschnittlichen 6% der ENplus-Pellets, wodurch mit einer verringerten Reduktionsrate

des Kokses zu rechnen ist. Die mechanische Beständigkeit lag bei allen drei Brennstoffsorten innerhalb

der normierten Werte. Der Heizwert der torrefizierten Pellets ist um 17 – 27% höher im Vergleich zu

ENplus-Pellets, wodurch bei gleichbleibender Gasleistung mit einem geringeren Brennstoffverbrauch zu

rechnen ist. Die Brennstoff-Analyseberichte aus dem Labor TLR bestätigten die Analysewerte. Die

nachfolgende Tabelle 12 zeigt den Brennstoffvergleich.

Tabelle 12: Vergleich Brennstoffparameter

Brennstoff Zusammensetzung

feucht Einheit Fichte (mit Rinde) TP1 TP2 TP3

Wasser H2O Ma.-% 6,00 3,39 4,31 4,15

Kohlenstoff C Ma.-% 46,81 53,67 54,27 57,39

Wasserstoff H Ma.-% 5,92 5,80 5,67 5,69

Sauerstoff O Ma.-% 40,61 35,17 33,55 30,83

Stickstoff N Ma.-% 0,12 0,58 0,58 0,59

Schwefel S Ma.-% 0,01 0,02 0,02 0,02

Asche Ash Ma.-% 0,52 1,37 1,60 1,33

Prüfsumme ∑ Ma.-% 100 100 100 100

Heizwert Hu

MJ/kg 17,32 20,28 20,52 21,92

kWh/kg 4,81 5,63 5,70 6,09

% 100 117 118 127

Die torrefizierten Pellets weisen mit steigender Torrefizierungstemperatur eine Steigerung des

Kohlenstoffgehalts sowie eine Verringerung des Sauerstoffgehalts auf. Das bedeutet, dass der

Mindestluftbedarf sich entsprechend ändert und der fehlende Sauerstoff durch eine erhöhte

Zuluftmenge ausgeglichen werden muss. Die nachfolgende Tabelle 13 zeigt einen Vergleich des

Mindestluftbedarfs.

Tabelle 13: Vergleich Mindestluftbedarf

Einheit

Fichte (mit Rinde) TP1 TP2 TP3

Mindestluftbedarf Lmin

[kmolL/kgBr] 0,20 0,23 0,23 0,25

[Nm³L/kgBr] 4,39 5,15 5,22 5,59

[kgL/kgBr] 5,26 6,17 6,26 6,71

Im Rahmen der Vorversuche in der Pilotanlage, wurde das grundsätzliche Vergasungsverhalten sowie

Regelparameter ermittelt, die einen späteren Vergleich der Brennstoffsorten ermöglichen sollen. Die

Versuche wurden im Tagesbetrieb in einem Zeitraum von 6 - 8 Stunden durchgeführt. Dabei konnte

grundsätzlich ein erhöhter Koksaufbau nachgewiesen werden, was auf folgende Brennstoff-

eigenschaften zurückzuführen ist:


42

geringerer Wassergehalt

höherer Kohlenstoffgehalt

Des Weiteren ließ sich auch ein höherer Verschlackungsgrad, aufgrund des höheren Aschegehalts

erkennen. Die folgende Abbildung 22 zeigt das Innere des Reaktors beim Ausräumen. Deutlich zu

erkennen ist die ringförmige Verschlackung in der Oxidationszone.

Abbildung 22: Verschlackung im Reaktor

Bei den Vergasungstemperaturen (gemessen an der Reaktorwandung) konnten keine nennenswerten

Unterschiede gegenüber handelsüblichen Holzpellets ermittelt werden. In Abbildung 23 ist der Verlauf

der Vergasungstemperaturen über den Versuchszeitraum dargestellt. Die Temperaturen verlaufen

relativ gleichmäßig und gut geschichtet.

Die Massenbilanz ergab einen um ca. 10 bis 12% geringeren Brennstoffbedarf bei gleichbleibender

Gasleistung gegenüber herkömmlichen Holzpellets. Zudem war ein höherer Luftbedarf zur

Kompensation des niedrigeren Brennstoff-Sauerstoffgehalts erforderlich.


43

Abbildung 23: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte 305A (TP3)

Die Gaszusammensetzung weist, im Vergleich zu ENplus-A1-Pellets, einen geringeren Methan- und

Kohlendioxidgehalt auf, wobei der höhere Kohlenmonoxidgehalt das Defizit im Gasheizwert ausgleicht,

sodass dieser annähernd vergleichbar mit dem Einsatz von ENplus-A1-Pellets ist. Abbildung 24 zeigt

den Verlauf der Gaszusammensetzung über einen gesamten Versuchszeitraum.

Abbildung 24: Verlauf der Gaszusammensetzung

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

7:30

8:30

9:30

10:3

0

11:3

0

12:3

0

13:3

0

14:3

1

15:3

1

16:3

1

Tem

pera

tur [

°C]

Temperaturverlauf - Gaserzeugung (2015_01_20_1Min_Log.txt)

T17

T10.056

T10.049

T10.042

T10.035

T10.028

T10.021

T12.10

T10.014

T2 Zuluft

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

7:30

8:30

9:30

10:3

0

11:3

0

12:3

0

13:3

0

14:3

1

15:3

1

16:3

1

Vol

umen

-%

Gaszusammensetzung (2015_01_20_1Min_Log.txt)

CO

H2

CO2

CH4


44

Eine Validierung der Ergebnisse aus dem Arbeitspaket 4 konnte aufgrund von Verzögerungen bei der

Lieferzeit des Laborvergasers nicht stattfinden. Es sollten nachträglich der Koksaufbau sowie die

Schlackebildung im Laborvergaser am DBFZ untersucht werden.

Es kam im Arbeitspaket 5 zu keinen technischen Problemen deren Lösung im Rahmen des

Forschungsprojektes nicht realisierbar war.

2.5.3 Fazit

Die Versuche haben gezeigt, dass der Einsatz der torrefizierten Pellets im Burkhardt-Vergaser V2.30

grundsätzlich möglich ist. Das Regelungsverhalten war während der Versuche gut bis befriedigend.

Trotz des erhöhten Koksaufbaus konnte durch eine Erhöhung der Luftmenge die Reduktionsrate erhöht

werden und somit ein Gleichgewicht zwischen Koksaufbau und Koksabbau sichergestellt werden.

Die Gaszusammensetzung ist ähnlich wie bei ENplus-A1-Pellets, allerdings wurde mehr Kohlenmonoxid

und weniger Wasserstoff und Methan erzeugt. Der niedrigere Wasserstoffgehalt lässt sich auf den

geringeren Wassergehalt der torrefizierten Pellets zurückschließen. Der niedrige Methangehalt weist

darauf hin, dass auch weniger Teere erzeugt wurden.

Es wurde zum damaligen Zeitpunkt davon ausgegangen, dass beim Einsatz torrefizierter Pellets bei

gleichbleibender Brennstoffmenge die Gasleistung gesteigert werden kann, was auf die erhöhte

Luftmasse und resultierend daraus die erhöhte Produktgasmenge zurückzuführen ist.

Bei gleichbleibender Gasleistung lag der Brennstoffverbrauch beim Einsatz torrefizerter Pellets um

ca. 10 – 12% niedriger als bei ENplus-A1-Pellets.

Problematisch war der erhöhte Verschlackungsgrad aufgrund des höheren Brennstoff-Aschegehalts.

Dies deutet darauf hin, dass ein kürzeres Wartungsintervall beim Einsatz torrefizierter Pellets

erforderlich ist.

Eine Übertragung der Ergebnisse auf den Serienvergaser V3.90 ist nur unter Vorbehalt möglich, da die

Dimensionen beider Vergaser sehr unterschiedlich sind. Der Pilotvergaser hat einen

Reaktordurchmesser von 30 cm, der Serienvergaser 90 cm.


45

2.6 AP 6: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer kommerziellen

Vergasungsanlage

Die Versuche zur Beurteilung der torrefizierten Brennstoffe im Dauerbetrieb fanden im hauseigenen

Serienvergaser V3.90 in Kombination mit dem Gasmotor-BHKW ECO165HG statt. Abbildung 25 zeigt

den schematischen Aufbau beider Anlagen. Die elektrische Nennleistung des BHKW beträgt 165 kW

und kann bis auf 190 kW erhöht werden.

Die für die Versuche im Serienvergaser übrigen Brennstoffmengen lagen zwischen 7 bis 8 Tonnen je

Sorte. Bei einem angenommenen verringerten Verbrauch von ca. 100 kg/h stand Brennstoff für einen

Zeitraum für je ca. 3 Tage Betrieb zur Verfügung.

Abbildung 25: Schematische Darstellung vom Vergaser V3.90 (Oben) und BHKW ECO165HG (Unten)


46


Zur Erstellung von Massen- und Energiebilanzen wurde die Anlage mit den erforderlichen Messgeräten

ausgestattet. Zu erwähnen ist hierbei das Heizwertanalysegerät, Typ Union Instruments CWD 2005,

welches im Rahmen des Förderprojekts angeschafft und installiert wurde. Es ermöglicht die

Bestimmung von Heiz- und Brennwert sowie die Dichte im realen Zustand. Des Weiteren wird zur

Bestimmung des Gasvolumenstroms ein Durchflussmessgerät (Typ ABB Triowirl VT41) eingesetzt. Der

Brennstoff- sowie Luftmassenstrom und weitere Messwerte, wie Temperaturen, Drücke und

Gaszusammensetzungen wurden über prozessinterne Messgeräte erfasst, die im vorherigen Kapitel

bereits aufgelistet wurden.


Versuchsablauf TP1

Die Versuche wurden im Zeitraum vom Mai bis August 2015 durchgeführt. Gestartet wurde mit der

Brennstoffsorte mit dem geringsten Torrefizierungsgrad TP1 (275 °C), anschließend folgte TP2

(290 °C) und TP3 (305 °C). Während der Versuchsphase mussten bestimmte Umbaumaßnahmen

durchgeführt werden, auf die im weiteren Verlauf des Berichts noch näher eingegangen wird.

Vor jedem Versuchslauf wurde der Reaktor ausgeräumt und geprüft sowie die Gasanalyse kalibriert.

Angefahren wurde der Vergaser jedes Mal mit ENplus-A1-Pellets und bei Erreichen der Betriebs-

temperaturen auf das entsprechende Brennstoffsilo umgestellt. Der Ablauf des Startvorgangs wurde so

festgelegt damit dieser reproduzierbar bleibt und die torrefizierten Pellets keinen Einfluss darauf haben.

Des Weiteren konnte so ein unnötiger Verbrauch der begrenzten Brennstoffmengen durch Startfehler

vermieden werden.

Messergebnisse TP1

Bereits nach kurzer Betriebszeit mit den torrefizierten Pellets TP1, konnte ein beachtlicher Koksaufbau

beobachtet werden. Als Folge musste die Pyrolyserate kontinuierlich bis zur regelungstechnischen

Grenze reduziert werden1. Trotz des Regelungseingriffs konnte kein Gleichgewicht zwischen Pyrolyse-

und Reduktionsrate erreicht werden. Dies hatte zur Folge, dass nach ca. 29,5 Stunden der Versuch

abgebrochen werden musste, da der Reaktor überfüllt war. Im Betriebszeitraum konnten allerdings alle

erforderlichen Messwerte zur Erstellung der Energie- und Massenbilanz aufgenommen werden.

Aufgrund der verfahrenstechnischen Begrenzung der Pyrolyserate und dem daraus resultierenden

schlechten Regelverhalten, fällt der Brennstoffmassenstrom geringfügig höher aus, als zu erwarten war.

Wie die Ergebnisse aus den Vorversuchen aus dem Arbeitspaket 5 zeigen, musste auch im

Serienvergaser der reduzierte Sauerstoffgehalt im Brennstoff mit Vergasungsluft ausgeglichen werden,

sodass der Prozess mit einem vergasungsüblichem Lambda-Wert von 0,3 betrieben werden konnte. Der

Ausgleich der Luftmenge ist zur weiteren Reduzierung der Pyrolyserate erforderlich, wobei anstatt der

1 Im Vergaser muss ein Gleichgewicht zwischen Pyrolyse- und Reduktionsrate vorliegen.

- Überwiegt die Pyrolyserate kann der produzierte Koks nicht ausreichend reduziert werden, was ein Überfüllen des Reaktors zur

Folge hat.

- Im gegensätzlichen Fall, kann keine Reduktionszone (Koksschicht) gebildet werden, wodurch ein qualitativ minderwertiges Gas

erzeugt wird.


47

üblichen Luftmenge von 180 kg/h bei Holzpellets nun 210 kg/h erforderlich waren. Aufgrund des

erhöhten Luftmassenstroms wurde auch etwas mehr Koks als beim Betrieb mit Holzpellets aus dem

Reaktor ausgetragen.

Das nachfolgende Diagramm zeigt den Temperaturverlauf im Reaktor. Deutlich zu erkennen sind die

eng zusammenliegenden Kurven über die komplette Reaktorhöhe sowie hohe Temperaturen im

unteren Bereich des Reaktors, in der sich die Pyrolysezone ausbildet. Die Fläche der Pyrolysezone und

damit die Pyrolyserate konnte dabei nicht weiter gesenkt werden. Trotz der geringen Pyrolyserate

konnte sich daher kein Gleichgewicht zwischen Koksauf- und -abbau einstellen, da zum einen die

Brennstoffmenge nicht weiter reduziert werden konnte (Gefahr des Durchbrennens des Reaktors) und

zum anderen die Reduktions-Reaktionen des Kokses aufgrund des hohen Kohlenstoffgehalts und

niedrigen Wassergehalts in zu geringem Maße stattfanden.

Abbildung 26: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte TP1

Das Produktgas zeigte eine ähnliche Zusammensetzung wie auch in den Vorversuchen und unterschied

sich hinsichtlich des Kohlenmonoxid und Kohlendioxidgehalts nur geringfügig. Der Methangehalt ist

allerdings ca. 30% niedriger. Es wurde ein Produktgas mit einem erhöhten Heizwert von durch-

schnittlich 5290 kJ/kg erzeugt.

In der nachfolgenden Abbildung 27 ist der Verlauf der Gaszusammensetzung über den gesamten

Versuchszeitraum dargestellt.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

10:1

5

11:1

7

12:1

9

13:2

0

14:2

2

15:2

4

16:2

6

17:2

8

18:2

9

19:3

1

20:3

3

21:3

5

22:3

6

23:3

8

0:40

1:42

2:43

3:45

4:47

5:49

6:51

7:52

8:54

9:56

10:5

8

11:5

9

13:0

1

14:0

3

15:0

5

Tem

pera

tur [

°C]

Temperaturverlauf - Gaserzeugung (Typ C)

T17

T10.121

T10.107

T10.093

T10.079

T10.072

T10.065

T10.058

T10.044

T10.030


48

Abbildung 27: Verlauf der Gaszusammensetzung bei Sorte TP1

Die elektrische Leistung während des Betriebs mit TP1 ist mit durchschnittlich 179 kW ca. 8,5% höher

als die Nennleistung des BHKW mit Holzpellets. Dies ist primär auf den höheren Gasmassenstrom und

der daraus resultierenden höheren Gasleistung zurückzuführen. Die erzeugte Gasmenge betrug

durchschnittlich 332 kg/h und liegt im Vergleich zu ENplus-Pellets ca. 12% höher. Die vom Holzvergaser

erzeugte Gasleistung betrug rechnerisch 484 kW.

Das nachfolgende Diagramm zeigt den Verlauf der elektrischen Leistung, der Zuluftmenge, der

Brennstoffmenge sowie den Differenzdruck des Reaktors. Deutlich zu erkennen sind die anfänglich

steigende Zuluftmenge sowie direkt gekoppelt die elektrische Leistung des BHKW. Im letzten Drittel der

Versuchsphase ist das Bett innerhalb des Reaktors zusammengebrochen, wodurch Gase, vor allem

Kohlendioxid, aus der Oxidationszone direkt und ohne durchströmen der Reduktionszone den Reaktor

verließen und so zu einem Leistungseinbruch führten. Das Zusammenbrechen des Betts ist einerseits

auf die gestörte Brennstoffregelung zurückzuführen, im Diagramm blau dargestellt, andererseits auf

eine erhöhte Schlackebildung, welche im nächsten Absatz näher betrachtet wird.

Deutlich zu erkennen ist, dass sich die Brennstoffzuführung nicht in einem Regelbetrieb befand

sondern zwischen dem oberen und unteren Grenzwert hin und her schaltete. Der Minwert der

Brennstoffmenge wurde zur Vermeidung der Reaktorüberfüllung und der Maxwert zur Vermeidung des

Durchbrands von der Vergaser-Software angesteuert.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

3010

:15

11:1

7

12:1

9

13:2

0

14:2

2

15:2

4

16:2

6

17:2

8

18:2

9

19:3

1

20:3

3

21:3

5

22:3

6

23:3

8

0:40

1:42

2:43

3:45

4:47

5:49

6:51

7:52

8:54

9:56

10:5

8

11:5

9

13:0

1

14:0

3

15:0

5

Volu

men

-%

Gaszusammensetzung (Typ C)

CO

H2

CO2

CH4


49

Abbildung 28: Verlauf von Leistung-Massen-Druck bei Sorte TP1

Schlackeverhalten TP1

Nach dem Versuch mit der Brennstoffsorte 275-C (TP1) wurde der Reaktor schichtweise ausgeräumt.

Im Betriebszeitraum von 29,5 h haben sich ca. 11 kg Schlacke gebildet. Wie bereits im Arbeitspaket 5

ermittelt, neigt der torrefizierte Brennstoff aufgrund seines erhöhten Aschegehalts (1,37%) verstärkt

zum Verschlacken. Neben dem höheren Aschegehalt im Brennstoff ist auch die erhöhte Zuluftmenge

Ursache für die schnelle Verschlackung.

Beim Betrieb mit Holzpellets sind die erwähnten Schlackemengen erst nach 200 bis 600 Stunden zu

erwarten. Die folgende Abbildung 29 zeigt die Ansicht in den Reaktoreinsatz während des Ausräum-

vorgangs. Deutlich zu erkennen sind die mittig liegenden Schlackebrocken. Die Konsistenz der

Schlacke ist sehr fest (geschmolzen).

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

10:1

5

11:1

7

12:1

9

13:2

0

14:2

2

15:2

4

16:2

6

17:2

8

18:2

9

19:3

1

20:3

3

21:3

5

22:3

6

23:3

8

0:40

1:42

2:43

3:45

4:47

5:49

6:51

7:52

8:54

9:56

Diffe

renz

druc

k [m

bar]

Leist

ung

[kW

el] /

Mas

sens

trom

[kg/

h]

Massenströme, Leistung, dpV, (Typ C)

Zuluft kg/h

BHKWLeistung kW

BrennstoffSoll

dP Vergaser


50

Abbildung 29: Ansicht in den Reaktor beim Ausräumen (mittig liegende Schlackebrocken) TP1

Optimierung der Reaktorgeometrie

Die Pyrolyserate ist bedeutsam für die Koksproduktion und somit ausschlaggebend für eine

Füllstandsregelung im Reaktor. Steigt der Füllstand über den Sollwert wird regelungstechnisch die

Pyrolyserate reduziert. Wenn die Reduzierung ihren maximalen Punkt erreicht hat und der Prozess es

nicht schafft die produzierte Koksmenge zu reduzieren, erfolgt ein Überfüllen und somit eine

Sicherheitsabschaltung.

Damit es bei den nachfolgenden Versuchen nicht wieder zu einem Überfüllen des Reaktors kommt,

wurde das Reaktordesign entsprechend den Anforderungen überarbeitet.

Schwerpunkt hierbei war die konstruktive Flächenverkleinerung zur Reduzierung der Pyrolyserate unter

Aufrechterhaltung der strömungstechnischen Geometrie.

Die Pyrolysefläche konnte mit der Maßnahme um ca. 20% reduziert werden. Diese Reduzierung sollte

ausreichend sein, um einen stabilen Betrieb bei den nachfolgenden Versuchen zu ermöglichen.

Nach Konstruktion und Fertigstellung des neuen Reaktoreinsatzes, wurde dieser zunächst mit

Holzpellets getestet und ausgewertet. Das Ergebnis war erfolgsversprechend, sodass anschließend die

Brennstoffsorte TP2 für den Dauerbetrieb vorgesehen wurde.

Messergebnisse TP2

Nach Einbau des neuen Reaktoreinsatzes wurde die Anlage nach dem gleichen Ablauf angefahren wie

bereits im vorherigen Kapitel beschrieben. Nach Erreichen der Betriebstemperaturen wurde die

Brennstoffsorte TP2 dem Reaktor zugeführt.


51

Es stellte sich relativ schnell das gleiche Bild wie bei der Sorte TP1 ein. Die Temperaturen im Reaktor

wanderten an ihre regelungstechnischen Grenzen, wie die nachfolgende Abbildung zeigt.


Die Gaszusammensetzung zeigte einen etwas höheren Kohlenmonoxidanteil wodurch der Gasheizwert

auf durchschnittlich 5319 kJ/kg stieg.


Einerseits konnte durch das neue Reaktor-Design die Pyrolyserate weiter verringert werden,

andererseits weist die Brennstoffsorte TP2 einen noch höheren Kohlenstoff-Gehalt auf als die Sorte

TP1. Zudem kommt noch der geringere Wassergehalt, der die Reduktionsrate im oberen Bereich des

Reaktors verringert und somit auch den Koksabbau vermindert. Aufgrund dieser Bedingungen neigte

der Brennstoff im Reaktor auch bei diesem Versuch zum Überfüllen. Nach ca. 23 Stunden Betrieb

musste der Versuch aufgrund Reaktorüberfüllung abgebrochen werden.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

11:20

12:20

13:20

14:20

15:20

16:20

17:20

18:20

19:20

20:20

21:20

22:20

23:20 0:20

1:20

2:20

3:20

4:20

5:20

6:20

7:20

8:20

9:20

10:20

11:20

12:20

13:20

14:20

15:20

16:20

Tem

pera

tur [

°C]

Temperaturverlauf - Gaserzeugung (Typ B)

T17

T10.121

T10.107

T10.093

T10.079

T10.072

T10.065

T10.058

T10.044

T10.030

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

11:2

0

12:2

0

13:2

0

14:2

0

15:2

0

16:2

0

17:2

0

18:2

0

19:2

0

20:2

0

21:2

0

22:2

0

23:2

0

0:20

1:20

2:20

3:20

4:20

5:20

6:20

7:20

8:20

9:20

10:2

0

11:2

0

12:2

0

13:2

0

14:2

0

15:2

0

Volu

men

-%

Gaszusammensetzung (Typ B)

CO

H2

CO2

CH4


52

Das nachfolgende Diagramm zeigt den Versuchsablauf mit der Brennstoffsorte TP2. Die Zuluftmenge

wurde entsprechend der Mindestluftmenge angepasst. Durchschnittlich wurden 218 kg/h dem Prozess

hinzugefügt wodurch die elektrische Leistung am BHKW einen Durchschnittswert von 176 kW erreichte.

Die Brennstoffmengenregelung ging nach ca. 4 Stunden Betrieb in eine Min/Max-Steuerung über,

wodurch dieselben Auswirkungen wie im vorherigen Versuch zu erwarten waren.


Schlackeverhalten TP2

Auch bei der Brennstoffsorte TP2 war die bereits zu erwartende Verschlackung des Reaktors stark

ausgeprägt (siehe Abbildung 33). Die Schlackemenge betrug nach 23 Stunden Betrieb ca. 13 kg. Die

Schlackeform war auch hierbei geschmolzen. Die Ursachen sind auch hierbei auf den erhöhten

Aschegehalt im Brennstoff und die erhöhte Zuluftmenge zurückzuführen.

Abbildung 33: Ansicht in den Reaktor beim Ausräumen (mittig liegende Schlackebrocken) TP2

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

200,00

220,00

240,00

11:2

0

12:2

0

13:2

0

14:2

0

15:2

0

16:2

0

17:2

0

18:2

0

19:2

0

20:2

0

21:2

0

22:2

0

23:2

0

0:20

1:20

2:20

3:20

4:20

5:20

6:20

7:20

8:20

9:20

10:2

0

Diffe

renz

druc

k [m

bar]

Leist

ung [

kWel

] / M

asse

nstro

m [k

g/h]

Massenströme, Leistung, dpV, (Typ B)

Zuluft kg/h

BHKWLeistung kW

BrennstoffSoll

dP Vergaser


53

Messergebnisse TP3

Abschließend wurde der Brennstoff TP3 im Reaktor getestet. Auch hier war das Bild ähnlich den Vor-

versuchen. Um Wiederholungen zu vermeiden wird im nachfolgenden Text nur auf Einzelheiten näher

eingegangen.

Der Temperaturverlauf ist in der nächsten Abbildung zu sehen. Die Regelungsgrenze wurde auch

hierbei erreicht, sodass es im späteren Verlauf des Versuchs zum Überfüllen des Reaktors kam.


Die Gaszuammensetzung ist ähnlich wie bei den vorherigen Versuchen. Der Kohlenmonoxid-Anteil stieg

allerdings weiter auf über 30 Vol.-%, wodurch ein Gasheizwert von durchschnittlich 5514 kJ/kg erreicht

wurde. Auffällig ist der sehr geringe Kohlendioxid-Anteil, der auf die hohe Reduktionsschicht

zurückzuführen ist.


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

11:00

12:00

13:00

14:00

15:00

16:00

17:00

18:00

19:00

20:00

21:00

22:00

23:00 0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:00

11:00

12:00

13:00

14:00

15:00

16:00

17:00

18:00

19:00

20:00

21:00

22:00

23:00

Tem

pera

tur [

°C]

Temperaturverlauf - Gaserzeugung (Typ A)

T17

T10.121

T10.107

T10.093

T10.079

T10.072

T10.065

T10.058

T10.044

T10.030

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

0

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

0

Volu

men

-%

Gaszusammensetzung (Typ A)

CO

H2

CO2

CH4


54

Wie bereits angesprochen ist die Brennstoffregelung in den Min/Max-Steuerbetrieb übergegangen,

deutlich zu erkennen an der blauen Kurve im nächsten Diagramm. Die Luftzufuhr wurde auch dieses

Mal entsprechend dem Mindestluftbedarf angepasst, musste allerdings aus motortechnischen Gründen

reduziert werden. Die Klopfregelung des Motors wurde aktiviert und korrigierte den Zündzeitpunkt,

wodurch eine Leistungsreduzierung erfolgte. Der Versuch musste nach 37 Stunden aufgrund des

Überfüllens des Reaktors abgebrochen werden.


In den nachfolgenden Tabellen sind sämtliche Kenngrößen (Methodenhandbuch), die im Rahmen der

Versuche gemessen bzw. berechnet wurden, zusammengefasst.

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

200,00

220,00

240,00

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

0

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

0

Diffe

renz

druc

k [m

bar]

Leist

ung [

kWel

] / M

asse

nstro

m [k

g/h]

Massenströme, Leistung, dpV, (Typ A)

Zuluft kg/h

BHKWLeistung kW

BrennstoffSoll

dP Vergaser


55

Tabelle 14: Energiebilanz Holzvergasung nach Methodenhandbuch

Input Holzvergaser Einheit Holzpellets TP1 TP2 TP3

mBr Brennstoffmassenstrom kg/h 113 114 110 107

Hi,Br Brennstoffheizwert kJ/kg 17.320 20.280 20.520 21.920

PFW Brennstoffleistung / FWL kW 544 642 625 652

PBez, HV Bezugsleistung kW 5,2 5,2 5,2 5,2

Summe Input kW 549 647 630 657

Output Holzvergaser Einheit Holzpellets TP1 TP2 TP3

mGas Gasmassenstrom kg/h 297 332 328 322

Hi,Gas Gasheizwert kJ/kg 5.090 5.259 5.319 5.514

PGas Gasleistung kW 420 484 485 493

Pchem, Np chem. Leistung Bioenergieträger

(Koks) kW 25,6 30,5 25,9 43,0

QN, HVW Wärmeleistung Heizwasser kW 82,0 84,1 81,6 80,7

QN, HVL Wärmeleistung Warmluft kW 11,0 11,2 10,9 10,3

PV, HV Verlustleistung kW 10,3 36,7 26,5 29,5

Summe Output kW 549 647 630 657

Input BHKW Einheit Holzpellets TP1 TP2 TP3


PBez, KM Bezugsleistung kW 2,4 2,4 2,4 2,4


Output BHKW Einheit Holzpellets TP1 TP2 TP3

Pel,KM Elektr. Nennleistung kW 165 179 176 182

QN, KM Wärmeleistung Heizwasser kW 190 206 202 209

PV, KM Verlustleistung kW 67 103 110 104


Prozessspezifische Kenngrößen Einheit Holzpellets TP1 TP2 TP3

ƞKg Kaltgaswirkungsgrad % 77,2 75,5 77,6 75,7

ƞel,KM elektr. Wirkungsgrad KM % 39,1 36,7 36,0 36,7

ƞth,KM therm. Wirkungsgrad KM % 45,0 42,2 41,5 42,3

ƞges, KM Gesamtwirkungsgrad KM % 84,1 78,9 77,5 79,0

Tabelle 15: Wirkungsgrade Holzvergasung nach Methodenhandbuch

Allgemeine Kenngrößen Einheit HP TP1 TP2 TP3

ƞel,netto elektr. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 29,9 27,5 27,8 27,6

ƞchem,netto chem. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 4,6 4,7 4,1 6,5

ƞth,netto therm. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 51,3 46,4 46,6 45,6

ƞges,netto Gesamtanlagenwirkungsgrad (netto) % 85,9 78,6 78,5 79,7


56

Tabelle 16: Massenbilanz Holzvergasung nach Methodenhandbuch

Massenbilanz Holzvergaser Einheit HP TP1 TP2 TP3


mLu Luftmassenstrom kg/h 185 210 215 207

mi,ges Summe Input kg/h 298 324 325 314


mLuKok Koksmassenstrom kg/h 3,2 3,4 2,4 4,2

mo,ges Summe Output kg/h 300 335 331 326

- Differenz Input/Output kg/h -2,2 -11,1 -6,1 -12,2

- Differenz Input/Output i.B.z. Input % -0,74 -3,42 -1,89 -3,89

2.6.3 Fazit

Die Versuche konnten im angedachten Zeitraum durchgeführt und sämtliche Kenngrößen zur Energie-

und Massenbilanz ermittelt werden.

Ein stabiler Dauerbetrieb konnte trotz Änderung der Reaktorgeometrie allerdings nicht gewährleistet

werden. Alle drei Versuchsläufe wurden aufgrund von Überfüllen des Reaktors abgebrochen.

Die Ursache des Überfüllens liegt im Gleichgewicht zwischen Koksaufbau und Koksabbau innerhalb des

Reaktors. Zum einen neigen die torrefizierten Pellets zu einem erhöhten Koksaufbau, zum anderen

kann der produzierte Koks aufgrund zu gering ausgebildeter Reduktionsprozesse nicht schnell genug

abgebaut werden. Die Folge ist daher ein Überfüllen. Als Handlungsempfehlung kann hier eine

Änderung der Reaktorgeometrie genannt werden. Dies umfasst zum einen eine Reduzierung des

Durchmessers im Pyrolysebereich und zum anderen eine höhere Bauform zur Verlängerung der

Verweilzeit des Kokses in der Reduktionszone.

Ferner weisen die torrefizierten Pellets aufgrund ihres Aschegehalts zum schnellen Verschlacken, was

durch die erhöhte benötigte Zuluftmenge noch verstärkt wird und einen erhöhten Wartungsaufwand

erfordert. Diese Problematik könnte durch eine Reduzierung des Aschegehalts im Brennstoff behoben

werden.

Zur Steigerung der Reduktionsrate des Kokses wäre eine Erhöhung des Wassergehalts im Brennstoff

erforderlich. Dies könnte sowohl die Verschlackungsproblematik verringern als auch die Reduktionsrate

erhöhen, wobei der Einsatz von Dampf als Reduktionsmittel auch denkbar wäre.

Ein Problem bezüglich des Teergehalts im Produktgas konnte nicht festgestellt werden und wurde

daher auch nicht weiter verfolgt.

Abschließend kann gesagt werden, dass beim Einsatz torrefizierter Pellets ein geringerer Brennstoff-

einsatz, bei gleichbleibender elektrischer Nennleistung, als bei ENplus-Pellets erforderlich ist.


57

2.7 AP 7: Technische, ökologische und ökonomische Analyse

In diesem Kapitel werden ausgewählte Biomassebereitstellungsketten auf Basis torrefizierter Biomasse

hinsichtlich ihrer technischen, ökologischen und ökonomischen Effekte bewertet und gegenüber

Referenzsystemen, die auf der Nutzung nicht-torrefizierter Holzpellets fundieren, eingeordnet. Nach der

Ermittlung verschiedener Konversionspfade werden diese mit Bezug auf des Methodenhandbuch des

BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“ und in Abstimmung mit dem Zuwendungs-

geber technisch, ökologisch und ökonomisch analysiert.

Die Bereitstellung von Energie aus Biomasse ist äußerst vielseitig und lässt sich in die Produktion der

Biomasse sowie deren Bereitstellung, in die Umwandlung in einen Sekundär- und/oder Primär-

energieträger und in die Nutzung der Energie einteilen. Einen guten Überblick über die verschiedenen

Möglichkeiten der Energiebereitstellung aus Biomasse gibt die folgende Abbildung.

Abbildung 37: Möglichkeiten einer Energiebereitstellung aus Biomasse (Quelle: Eltrop u. a. 2014: S. 16)

2.7.1 Determination verschiedener Konversionspfade

Die Konversion von Primärenergieträgern in Nutzenergie kann auf verschiedenartige Wege erfolgen.

Betrachtet man die Bereitstellung von Bioenergie aus Biomasse, so kann ein Primärenergieträger

entweder direkt oder indirekt, d.h. über die Umwandlung in einen Sekundärenergieträger und dessen

anschließenden Konversion, in Endenergie umgewandelt werden. Bei der Herstellung eines


58

Sekundärenergieträgers fallen neben zusätzlichen Kosten Energieverluste während des Konversions-

prozesses an, welche idealerweise durch spezifische Eigenschaften des Sekundärenergieträgers

aufgewogen werden.

Für die Herstellung von torrefizierten Holzpellets findet im Gegensatz zur Produktion von nicht-

torrefizierten Holzpellets zusätzlich der Prozess der Torrefizierung statt, was letztendlich einen

energetischen Mehraufwand bedeutet. Durch diese zusätzliche Veredelung des Brennstoffs sollen

letztendlich technische, ökologische und ökonomische Vorteile gegenüber dem unveredelten Brennstoff

generiert werden.

Die folgende Abbildung stellt die zu analysierenden Konversionen zur Erzeugung von Energie aus

torrefizierten und nicht-torrefizierten Holzpellets dar.

Abbildung 38: Konversionspfade zur Erzeugung von Energie aus torrefizierten und nicht-torrefzierten Holzpellets

Grundlage für eine technische, ökologische und ökonomische Analyse verschiedener Konversionspfade

unter Nutzung unterschiedlicher Bioenergieträger ist die Festlegung geeigneter Systemelemente- und

grenzen um eine Vergleichbarkeit untereinander gewährleisten zu können. Abbildung 39 zeigt

schematisch die Prozesskette des Gesamtsystems „Torrefizierte Holzpellets“ mit den drei Prozessen

Torrefizierung, Pelletierung und der Bioenergieanlage bzw. Konversion des Bioenergieträgers in

Endenergie. Dabei wird angenommen, dass das eingehende Waldrestholz bereits zerkleinert und somit

für die Torrefizierung bzw. Pelletierung geeignet ist.

Feste Biomasse

Vergasung

Torrefizierte Holzpellets

Nicht-torrefizierte Holzpellets

Torrefizierte Holzpellets

Nicht-torrefizierte Holzpellets

Verbrennung

1

2

3

4


59

Abbildung 39: Prozesskette des Gesamtsystems „Torrefizierte Holzpellets“

Abbildung 40: Prozesskette des Gesamtsystems "Holzpellets"

In Verbindung mit den Konversionsverfahren Verbrennung und Vergasung erhält man somit vier

Prozessketten bzw. Konversionspfade, die es im Folgenden zu untersuchen gilt.

2.7.2 Technische Analyse

Verbrennung

In kleintechnischen Verbrennungsanlagen sind torrefizierte Holzpellets einsatzfähig, jedoch ergeben

sich mit Blick auf das Verschlackungsverhalten (geringfügig höher im Vergleich zu Holzpellets) und die

erzeugten Emissionen (anhand geltender Richtlinie/Verordnungen) noch zu bewältigende Heraus-

forderungen für die Dauerbetriebsfähigkeit. Insbesondere bei den Emissionen ist die Auswahl des

richtigen Kessel für die Verbrennung der torrefizierten Holzpellets wichtig, da die Feuerraumgeometrie

hier maßgeblichen Einfluss hat. Der Einfluss des Torrefizierungsgrades auf Verschlackungsverhalten

und Emissionen konnten im Rahmen des Projektes nicht zweifelsfrei geklärt werden. Für die eindeutige

Erkenntnisse/Handlungsempfehlungen für richtige Auswahl des Verbrennungskessels (richtige Brenn-

raumgeometrie) für sind noch weitergehende Untersuchungen notwendig.

Vergasung

Durch die in den Arbeitspaketen 4, 5 und insbesondere AP6 gesammelten Ergebnissen kann die

Einsatzfähigkeit von torrefizierten Holzpellets in thermochemischen Vergasungsanlagen bestätigt

werden. Jedoch ergibt sich durch den Einsatz torrefizierter Holzpellets im Vergleich zu DIN-/ENplus

Holzpellets ein erhöhtes Vergaserkoks-Aufkommen im Vergasungsreaktor, dem durch Anpassung der

Reaktorgeometrie im Bereich der Trocknungs-/Pyrolysezone entgegen gewirkt werden kann. Dies ist


60

zum Teil im Projekt erprobt worden, konnte jedoch nicht zu 100% optimiert werden. Durch die Erhöhung

der Leistungsdichte in den torrefizierten Holzpellets kann durch den Vergasungsprozess mehr Produkt-

gas (ca. 12%) generiert werden, was zu höheren elektrischen und thermischen Leistungen des

Gasnutzers (BHKW) führt. Weiterhin konnte in der Praxisanlage ein erhöhtes Verschlackungsverhalten

festgestellt werden. Dem kann durch Anpassung der Betriebsführung (Betriebstemperatur),

Modifikation des Brennstoffs und Anpassung der Wartungsintervalle entgegen gewirkt werden. Hier

müssen durch weitere Untersuchungen noch zusätzliche Erkenntnisse gewonnen werden.

2.7.3 Ökologische Analyse

Die Ergebnisse der Emissionsmessungen gehen in eine angepasste Berechnung der Treibhausgas-

emissionen ein. Für die THG-Bilanz kommt das Instrument der Ökobilanzierung zum Einsatz. Die

Ökobilanzierung erfolgt entsprechend den internationalen Normen DIN ISO 14040 (ISO 14040 o. J.)

und 14044 (ISO 14044 o. J)..

2.7.3.1 Methodik für die Ökobilanzierung nach DIN ISO 14040/14044

Für die ökologische Bewertung der hier betrachteten Verbrennungs- und Vergasungsprozesse kommt

das Instrument der Ökobilanzierung (auch Life Cycle Analysis, LCA) zum Einsatz. Zur Erstellung einer

Ökobilanz wird der Lebenszyklus des untersuchten Produktes von der Rohstofferschließung über die

Produktion und Nutzung bis hin zur Entsorgung analysiert, um die mit diesem Produkt verbundenen

potenziellen Umwelteffekte möglichst vollständig zu erfassen. Dabei werden auch alle entlang des

Lebensweges verwendeten Hilfs- und Betriebsstoffe betrachtet. Die mit der Produktion und Nutzung

dieser Hilfs- und Betriebsstoffe sowie der sonstigen Produkte und Dienstleistungen verbundenen

Aufwendungen und Emissionen werden in der THG-Bilanz berücksichtigt.

Die Methodik der Ökobilanz kann grob in vier Phasen unterteilt werden (Abbildung 41). Phase 1

beinhaltet Festlegungen zu Ziel und Untersuchungsrahmen. Hier werden der Untersuchungsrahmen

einschließlich der Bilanzgrenzen und der Untersuchungstiefe festgelegt. In der 2. Phase, der Erstellung

der Sachbilanz, werden bezüglich der in Phase 1 festgelegten Systemgrenzen und des

Detailierungsgrades Input- und Outputdaten gesammelt. Die Wirkungsabschätzung stellt die 3. Phase

einer Ökobilanz dar. Hier werden die Sachbilanzdaten sortiert, verdichtet und im Hinblick auf mögliche

Umweltwirkungen ausgewertet. Die Phase der Auswertung (Phase 4) dient der Interpretation der

Resultate aus Sachbilanz und Wirkungsabschätzung.

Abbildung 41 Methodischer Ansatz nach DIN ISO 14044 ISO 14044 o. J.

Ziel und Unter-

Suchungsrahmen

Sachbilanz

Wirkungsab-

schätzung

Auswertung


61

2.7.3.2 Festlegung von Ziel und Untersuchungsrahmen

Ziel dieses Vorhabens ist es für die vergasungs- bzw. verbrennungsbasierte Bereitstellung von Wärme

und/oder Strom aus konventionellen und torrefizierten Pellets THG-Bilanzen zu erstellen und diese

vergleichend gegenüber zu stellen.

Systemgrenzen

Der Bilanzierungsrahmen umfasst die gesamte Prozesskette von der Rohstoffbereitstellung, über die

Pelletierung/Torrefizierung, die Verbrennungs- und Vergasungsprozesse bis zur Bereitstellung von

Strom bzw. Wärme.

Abbildung 42 Bilanzgrenzen der Verbrennungsprozesse

Abbildung 43 Bilanzgrenzen der Vergasungsprozesse

Funktionelle Einheit

Die funktionelle Einheit ist eine Vergleichseinheit, die den Nutzen des Systems beschreibt. Im

vorliegenden Fall ist der Nutzen die Bereitstellung von Wärme bzw. Strom. Als Bezugsgröße wurden

1 MJ Wärme für die Verbrennungsprozesse und 1 kWh Strom für die Vergasungsprozesse gewählt. Auf

die jeweilige Bezugsgröße werden alle Inputs und Outputs sowie deren Wirkungen bezogen.

Berücksichtigung von Nebenprodukten

Ein zentraler Aspekt der Ökobilanzierung ist die Berücksichtigung von Nebenprodukten. Im Fall der

Biomassevergasung wird die extern genutzte Prozesswärme mittels Substitutionsmethode

berücksichtigt. Hierbei wird der Annahme gefolgt, dass die durch die Biomassevergasungsanlage

bereitgestellte und extern genutzte Wärme die entsprechende Menge Nutzwärme des deutschen

VorbehandlungTransportWaldrestholz Torrefizierung

Torrgas

Verbrennung

Pelletierung Verbrennung

Bilanzierungsrahmen

Wärme

VorbehandlungTransportWaldrestholz Torrefizierung

Torrgas

Verbrennung

Pelletierung Vergasung

Bilanzierungsrahmen

Strom

Wärme

BHKW


62

Wärmemix ersetzt. Die mit der Bereitstellung dieser Wärme verbundenen Emissionen werden als

vermiedene Emissionen dem System gutgeschrieben.

Infrastrukturelle Aufwendungen sind in den Betrachtungen nicht enthalten

2.7.3.3 Annahmen zur Erstellung der Sachbilanz

Die Sachbilanz dient dazu, alle relevanten Daten zu sammeln. Diese enthalten Energie- und

Rohstoffinputs, den Einsatz von Hilfs- und Betriebsstoffen, Produkte und Nebenprodukte, Abfälle,

Emissionen in die Luft, Wasser und in den Boden und können auf Messungen, Berechnungen oder

auch Schätzungen basieren. Anhand der gesammelten Daten können die Input- und Outputflüsse des

betrachteten Produktsystems quantifiziert werden. Im Folgenden werden die Grundlagen der

Sachbilanzierung der einzelnen Prozessschritte bezüglich der Datenbasis detailliert beschrieben.

Substratbereitstellung

Die Wärmeproduktion der Anlagen basiert im Wesentlichen auf der Verbrennung/Vergasung

torrefizierter und nicht torrefizierter Pellets. Die Sachbilanzdaten zur Bereitstellung der Rohstoffe

Waldrestholzhackschnitzel für die betrachteten Anlagenkonzepte entstammen Biograce II. (Institut für

Energie- und Umweltforschung Heidelberg (IFEU) o. J).

Transport der Substrate

Die Inventardaten für die Transportprozesse basieren auf der Ecoinvent Datenbank 2.1 (Ecoinvent v2.1

2009).

Torrefizierung/ Pelletieren

Der Prozess der Pelletbereitstellung umfasst folgende Prozessschritte: (i) Mahlen, (ii) Trocknung, (iii)

Pressen und (iv) Kühlen. Die Sachbilanzdaten zum Energiebedarf und zum Einsatz der Hilfsstoffe

entstammen (Sector Deliverable No 9.6) und sind in nachfolgender Tabelle 17 dargestellt.

Tabelle 17 Annahmen für den Prozess des Pelletieren der konventionellen Pellets (HP)

Einheit Wert

Strombedarf kWh/MJ Pellets HP 0,01375

Erdgas in Feuerung MJ/MJ Pellets HP 0.07540

Diesel MJ/MJ Pellets HP 0,00198

Die Bereitstellung der torrefizierten Pellets umfasst im Wesentlichen die gleichen Prozessschritte wie

die Bereitstellung der konventionellen Pellets, nur dass diesen einen Torrefizierung vorgeschaltet ist.

Das bei der Torrefizierung entstehende Torrgas wird prozessintern genutzt und ersetzt das

üblicherweise für den Pelletierungsprozess eingesetzte Erdgas. Der Strombedarf für die Bereitstellung

torrefizierter Pellets ist in nachfolgender Tabelle 18 dargestellt.

Tabelle 18 Annahmen für den Prozess des Pelletieren/Torrefizieren der torrefizierten Pellets (TP)

Einheit Wert

Strombedarf kWh/MJ Pellets TP 0,0058


63

Zur Quantifizierung der Emissionen aus dem Einsatz von Hilfsenergieträgern, Hilfs- und Betriebsstoffen

wird auf die Ecoinvent Datenbank zurückgegriffen Ecoinvent v2.1 2009. Für die Strombereitstellung

wird der Erzeugungsmix des deutschen Kraftwerkparks angesetzt (Icha 2015). Die Zusammensetzung

des Erzeugungsmix für das Jahr 2010 nach Energieträger ist nachfolgend in Tabelle 19 dargestellt.

Tabelle 19 Erzeugungsmix des öffentlichen Kraftwerksparks nach Energieträger 2013 (Thrän u. a. 2013a)

Energieträger Anteil in %

Braun- und Steinkohle 45,3

Erdgas inkl. Sonstige Gase 11

Öl 1,3

AKW 15,7

Erneuerbare 23

Sonstige 3,7

Die Emissionsfaktoren für den Erzeugungsmix entstammen der Datenbank Gemis Öko-Institut 2011

Verbrennungsprozesse

Die Stoff- und Energieflüsse für den Einsatz der untersuchten Biomasse in Kleinfeuerungsanlagen

basieren zum großen Teil auf den Angaben in Kapitel 2.3. Zur Quantifizierung der Emissionen aus dem

Einsatz von Hilfsenergieträgern, Hilfs- und Betriebsstoffen wird wiederum auf die Ecoinvent Datenbank

zurückgegriffen.

Vergasungsprozesse und BHKW

Die Stoff- und Energieflüsse für die Vergasungsprozesse basieren auf Betreiberangaben. Zur

Quantifizierung der Emissionen aus dem Einsatz von Hilfsenergieträgern, Hilfs- und Betriebsstoffen

(dazu zählt z.B. Aktivkohle) wird wiederum auf die Ecoinvent Datenbank zurückgegriffen. Für die

Strombereitstellung wird der Erzeugungsmix des deutschen Kraftwerkparks (Tabelle 19).

Direkte Emissionen aus Verbrennung und Vergasung

Die Messergebnisse gehen als aggregierte Mittelwerte (vgl. 2.3.3 und 2.5.2) der jeweiligen Anlage als

direkte Emissionen in die Bilanzierung ein.

Gutschriften für Nutzung der BHKW-Abwärme

Wie bereits beschrieben, wird die Nutzung der BHKW-Abwärme der vergasungsbasierten Prozesse über

eine Gutschrift berücksichtigt. Nach Thrän u. a. 2013b ersetzt Wärme aus dem BHKW zu 70% Wärme

aus Erdgas und zu 30% Wärme aus Heizöl. Für 1 MJ therm genutzte Wärme errechnet sich damit eine

Gutschrift von 86,7 gCO2-Äq (Tabelle 20).

Tabelle 20 Berechnung der Gutschrift für die Nutzung der BHKW-Abwärme (Thrän u. a. 2013b)

Wärme aus Erdgas Wärme aus Heizöl Gutschrift für 1MJ

genutzte BHKW-

Abwärme

Einheit

70% 30%

THG-Emissionen 79,3 85 86,7 gCO2-Äq


64

2.7.3.4 Wirkungsabschätzung

In der Phase der Wirkungsabschätzung werden die Sachbilanzergebnisse hinsichtlich der potentiellen

Umweltwirkungen ausgewertet. Dazu werden die Sachbilanzergebnisse spezifischen Wirkungs-

kategorien zugeordnet, mit Hilfe von Charakterisierungsfaktoren aggregiert und bezüglich eines

Wirkungsindikators beschrieben. Für die Bewertung der Wärmebereitstellung werden die nachfolgend

aufgeführten Wirkungskategorien betrachtet.

Treibhausgasemissionen: Die THG-Emissionen für die betrachteten Prozesse werden nach der

IPCC-Methode IPCC 2001 berechnet und mit Hilfe von Charakterisierungsfaktoren als

Kohlenstoffdioxid-Äquivalent (CO2-Äquivalent) dargestellt (CH4:25, N2O:298). Entsprechend der

IPCC Methode werden prozessbedingte biogene CO2-Emissionen bei der Bilanzierung auf null

gesetzt, da man davon ausgeht, dass die Biomasse die gleiche Menge an CO2 während des

Wachstums aus der Luft aufgenommen hat.

Versauerung: Zur Berechnung der versauernden Wirkung kommt CML2001-Methode Guinee

2001 zum Einsatz. Die Darstellung erfolgt als SO2-Äqivalente.

Spezifische Treibhausgasemissionen

Verbrennungsprozesse

Die klimawirksamen Emissionen für den Einsatz von konventionellen (HP) und torrefizierten Pellets (TP)

in Kleinfeuerungsanlagen im Voll- und Teillastbetrieb sind in Abbildung 44 dargestellt.

Die THG-Emissionen liegen in einer Bandbreite von 28 gCO2-Äq./MJ Wärme auf Basis der

konventionellen Pellets (HP) und 11-13 gCO2-Äq./MJ Wärme für die Konzepte auf Basis torrefizierter

Pellets (TP). Die signifikanten Unterschiede zwischen dem HP-basierten Konzept und den TP-basierten

Konzepten ergeben sich in erster Linie aus den unterschiedlichen Aufwendungen der

Pelletierung/Torrefizierung, zum einen ergeben sich diese aus dem höheren Strombedarf der

Pelletierung der konventionellen Pellets. Ursächlich für die klimarelevanten Emissionen ist

diesbezüglich die Verbrennung fossiler Energieträger, die einen relativ hohen Anteil am Erzeugungsmix

des deutschen Kraftwerkparks ausmacht (vgl. Tabelle 19). Zum anderen wird für die Bereitstellung der

konventionellen Pellets Erdgas (u.a. für die Trocknung) eingesetzt, während bei der Bereitstellung der

torrefizierten Pellets biomassebasiertes Torrgas Anwendung findet. Zwischen den Werten der Volllast

und Teillast Konzepte gibt es keine signifikanten Unterschiede, mit Ausnahme der Konzepte auf Basis

konventioneller Pellets. Die geringeren Werte im Teillastbetrieb sind in diesem Fall auf einen erhöhten

Wirkungsgrad und dem damit verbundenen geringeren Brennstoffbedarf zurück zu führen.


65

Abbildung 44: Spezifische THG-Emissionen der Biomasseverbrennungsanlage (Kessel 2) in gCO2-Äq. je MJ Wärme


Die Abbildung 45 gibt einen Überblick über die THG-Emissionen der betrachteten Vergasungskonzepte.

Die unterstellten Annahmen entsprechen dem im Kapitel 2.5 vorgestellten Vergasungskonzept.

Deutlich stellen sich in der Abbildung 45 die im Negativbereich der y-Achse abgetragenen

Emissionsgutschriften für extern genutzte Wärme dar. Hier folgt man der Annahme, dass die für die

externe Nutzung bereitgestellte Wärme des Biomassevergasungskonzeptes Nutzwärme eines

Wärmemix-Referenzsystems (vgl. Tabelle 20) substituiert und die mit deren Bereitstellung verbundenen

Emissionen vermiedenen werden.

Die aus den Biomassevergasungsprozessen resultierenden spezifischen THG-Emissionen sind als

Säulen auf der Y-Achse abgetragen, gestapelt von unten nach oben aus den Segmenten

Pelletbereitstellung, Vergasung, BHKW und direkte Verbrennungsemissionen. Der aggregierte Wert für

die Pelletbereitstellung setzt sich aus den Emissionen der Waldrestholzbereitstellung, den

Torrefizierungs- und Pelletierungsprozessen und den Biomassetransportprozessen zusammen. Die

Emissionen aus der Biomassebereitstellung sind auf die Weiterverarbeitung des Waldrestholzes

beschränkt und fallen hauptsächlich bei der Verbrennung fossilen Diesels in forstwirtschaftlichen

Maschinen an. Analog zu den Verbrennungsprozessen (Kessel 2) liegen die signifikanten Unterschiede

zwischen dem HP-basierten Konzept und den TP-basierten Konzepten. Die Unterschiede ergeben sich

in erster Linie aus den unterschiedlichen Aufwendungen der Pelletierung/Torrefizierung, insbesondere

0

5

10

15

20

25

30

HP2 TP1 TP2 TP3 HP2 TP1 TP2 TP3

Vollast Teillast

THG

-Em

issi

on

en in

gC

O2-Ä

q./

MJ

Wä

rme

direkte Emissonen Verbrennung

Transport Pellets

Pelletierung/Torrefizierung

Transport WRH

Bereitstellung WRH


66

aus dem höheren Strombedarf und dem Einsatz von Erdgas der Pelletierung der konventionellen

Pellets. Ursächlich für die klimarelevanten Emissionen ist diesbezüglich die Verbrennung fossiler

Energieträger, die einen relativ hohen Anteil am Erzeugungsmix des deutschen Kraftwerkparks

ausmacht (vgl. Tabelle 19).

Weitere Treiber der Gesamtemissionen sind die Emissionen aus der motorischen Verbrennung des

Produktgases im BHKW (als zweites Segment dargestellt). Diese Emissionen sind über alle Konzepte im

Wesentlichen auf den Eigenstrombedarf des BHKW zurückzuführen. Biogene CO2-Emissionen werden

nicht in die Berechnung mit einbezogen, da man davon ausgeht, dass die Biomasse die gleiche Menge

an CO2 während des Wachstums aus der Luft aufgenommen hat. Dementsprechend gering stellen sich

die aus der Verbrennung resultierenden Emissionen dar.

Abbildung 45 spezifische THG-Emissionen der Biomassevergasungsanlagen in gCO2-Äq. je kWh Strom

Bilanzierung der versauernd wirkenden Emissionen

In den folgenden Kapiteln, wird die Bilanzierung der versauernd wirkenden Emissionen beschrieben.

Die versauernd wirkenden Emissionen werden in SO2-Äquivalenten dargestellt.

Verbrennung

Die versauernd wirkenden Emissionen für den Einsatz von konventionellen (HP) und torrefizierten

Pellets (TP) in Kleinfeuerungsanlagen im Voll- und Teillastbetrieb sind in Abbildung 46 dargestellt. Die

Höhe der Emissionen wird im Wesentlichen von drei Prozessschritten bestimmt: (i) der

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

HP TP1 TP2 TP3

THG

Em

issi

on

en in

gC

O2-Ä

q./

kWh

Str

om

Wärmegutschrift BHKW

direkte Emissionen BHKW

BHKW

Vergasung

Pelletbereitststellung

Summe


67

Waldrestholzbereitstellung, (ii) der Pelletierung/Torrefizierung und (iii) den direkten Verbrennungs-

emissionen.

Die versauernd wirkenden Emissionen aus der Waldrestholzbereitstellung für die betrachteten

Konzepte fallen maßgeblich bei der Verbrennung fossilen Diesels in forstwirtschaftlichen Maschinen an,

größtenteils handelt es sich bei den Emissionen um versauernd wirkende Stickoxidemissionen. Die

Versauerungswerte der Waldrestholzbereitstellung bewegen sich über alle Konzepte in ähnlicher Höhe.

Deutlichere Unterschiede sind jedoch im Bereich der Pelletierung und Torrefizierung erkennbar. Die

erhöhten Werte der HP-Konzepte sind analog zur Bewertung der THG-Emissionen auf den höheren

Strombedarf und Einsatz von Erdgas zurück zu führen. Die aus der Verbrennung fossiler Energieträger

(Stein- und Braunkohle zur Bereitstellung des Strommix) resultierende Stickstoffoxid- und

Schwefeldioxidemission tragen maßgeblich zum Versauerungspotenzial bei.

Ebenfalls signifikant sind die Unterschiede zwischen dem Einsatz der HP und der TP im Bereich der

direkten Verbrennungsemissionen. Hier wurden durch den Einsatz der konventionellen Pellets deutlich

weniger NOx und SO2 Emissionen verursacht als durch den Einsatz der torrefizierten Pellets.

Zwischen den Werten der Volllast und Teillast Konzepte gibt es kaum signifikante Unterschiede, mit

Ausnahme der Konzepte auf Basis konventioneller Pellets. Die geringeren Werte im Teillastbetrieb sind

auf einen erhöhten Wirkungsgrad und dem damit verbundenen geringeren Brennstoffbedarf zurück zu

führen.

Abbildung 46: spezifische versauernd wirkende Emissionen der Verbrennungsprozesse in Kessel 2 unter Teil- und Volllast in

gSO2-Äq./MJ Wärme

0,0

0,0

0,0

0,1

0,1

0,1

0,1


Vollast Teillast

vers

auer

nd

e E

mis

sio

nen

in g

SO2-Ä

q./

MJ

Wä

rme

direkte Emissonen Verbrennung

Transport Pellets

Pelletierung/Torrefizierung

Transport WRH

Bereitstellung WRH


68


Wie aus Abbildung 47 ersichtlich unterscheiden sich die Versauerungspotenziale der betrachteteten

Konzepte in ihrer Höhe deutlich voneinander. Ein wesentlicher Teil der Emissionen entstammt der

motorischen Verbrennung des Produktgases im BHKW. Die signifikanten Unterschiede zwischen dem

Einsatz konventioneller Pellets (HP) zum Einsatz torrefizierter Pellets (TP) resultieren aus den deutlich

höheren NOx-Emissionen der TP-Konzepte.

Abbildung 47 spezifische versauernd wirkende Emissionen der Vergasungsprozesse in gSO2-Äq./kWh Strom

2.7.4 Ökonomische Analyse

Hinsichtlich der ökonomischen Analyse von verschiedenen Energieerzeugungsanlagen gibt es

unterschiedliche Berechnungsmethoden wie die Barwertmethode, Ermittlung des internen Zinsfußes

oder die Annuitätenmethode. Als Kriterium für den Vergleich verschiedener Konversionsanlagen bietet

sich die Ermittlung der Energiegestehungskosten (frei Anlage) an, wodurch verschiedenartige Biomasse-

nutzungspfade u.a. trotz unterschiedlicher Technologien, Nutzungsdauern und verwendeten Brenn-

stoffen miteinander verglichen werden können. Thrän u. a. 2013b: S. 72 ff.

Methodik

Um die betriebswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit einer geplanten Anlage zu ermitteln, werden auf

Grundlage der VDI 6025 die mittleren Strom- und/oder Wärmegestehungskosten je Anlage berechnet

und anschließend untereinander verglichen. Die ökonomische Analyse basiert auf der Anwendung der

Annuitätenmethode wie im Methodenhandbuch zur stoffstromorientierten Bilanzierung der

-0,5

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

HP TP1 TP2 TP3

vers

auer

nd

e E

mis

sio

nen

in g

SO2-Ä

q./

kWh

Str

om Wärmegutschrift BHKW

direkte Emissionen BHKW

BHKW

Vergasung

Pelletbereitststellung

Summe


69

Klimagaseffekte beschrieben (Thrän u. a. 2013b: S. 72 ff).. Abbildung 48 verdeutlicht schematisch die

Vorgehensweise sowie die Aufteilung der einfließenden Kosten. Mit Hilfe einer anschließenden

Sensitivitätsanalyse werden letztendlich die am Markt auftretenden Schwankungen der kapital- und

verbrauchsgebundenen Kostenparameter dargestellt und deren Auswirkungen sichtbar gemacht.

Abbildung 48: Berechnung der mittleren Kraftstoff-, Strom- und Wärmegestehungskosten (LCOE) Zeymer u. a. 2013

Verbrennung

Für die Berechnung der Wärmegestehungskosten des Verbrennungsprozesses wurde der Guntamatic

Powercorn 30 mit einer thermischen Kesselleistung von 30 kW bei einem Betrachtungszeitraum von

18 Jahren gewählt. Die Wärmegestehungskosten dieses Kessels wurden schließlich unter Nutzung der

vier verschiedenen Brennstoffe (HP, TP1, TP2, TP3) und deren Analysewerte (siehe Tabelle 1) mittels

der Annuitätenmethode berechnet. Die folgende Tabelle zeigt wichtige Kennzahlen, wie sie in die

Wirtschaftlichkeitsrechnung eingegangen sind.

Tabelle 21: Kennzahlen für die Verbrennung

Einheit HP TP1 TP2 TP3

Jahresnutzungsgrad % 80 80 80 80

Wartung in % von I0 % 2,0 3,0 3,0 3,0

Instandsetzung in % von I0 % 2,0 2,5 2,5 2,5

El. Energie in % der Nutzwärme % 2,5 2,0 2,0 2,0


70


Ascheanteil % 0,29 1,65 1,78 1,64

Heizwert kWh/kg wf 5,19 5,67 5,78 6,09

Brennstoffpreis (netto)2 €/t 274 556 556 556

Nutzungsdauer Jahre 18 18 18 18

Kapitalzinssatz % 3,0 3,0 3,0 3,0

Ersatzbeschaffung 1 1 1 1

Anzahl Kehrungen 1 2 2 2

Tabelle 22 verdeutlicht die Zusammensetzung der Investitionskosten. Um die brennstoffabhängige

Variation der Wärmegestehungskosten darstellen zu können, wurden für die vier Konzepte identische

Anlagenkomponenten zu identischen Kosten herangezogen. Die Investitionskosten belaufen sich

letztendlich auf ca. 19.000 € (netto).

Tabelle 22: Investitionskosten der Anlagenkonzepte

Konzept HP TP1 TP2 TP3

Auslegungsparameter

Kesselleistung Feuerung 30 kW 30 kW 30 kW 30 kW

Jahreswärmebedarf 50 MWh/a 50 MWh/a 50 MWh/a 50 MWh/a

Investitionen (netto)

Wärmeerzeuger 12.735 € 12.735 € 12.735 € 12.735 €

Peripherie 2.610 € 2.610 € 2.610 € 2.610 €

Lager / Heizzentrale 3.150 € 3.150 € 3.150 € 3.150 €

Sonstiges 462 € 462 € 462 € 462 €

Summe (netto) 18.957 € 18.957 € 18.957 € 18.957 €

Umsatzsteuer (z.Zt. 19 %) 3.602 € 3.602 € 3.602 € 3.602 €

Summe (brutto) 22.559 € 22.559 € 22.559 € 22.559 €

Förderung

Förderung Bund Biomasseheizung -3.500 € -3.500 € -3.500 € -3.500 €

Verbleibende Investitionen (Brutto) 19.059 € 19.059 € 19.059 € 19.059 €

Tabelle 23 und Tabelle 24 schlüsseln die jährlichen Kosten netto bzw. brutto3 in deren

Kostenkomponenten auf. Bezogen auf den Jahreswärmebedarf von 50 MWh/a lassen sich letztendlich

die Wärmegestehungskosten ermitteln.

Tabelle 23: Wärmegestehungskosten (netto)

2 Die Nettobrennstoffpreise entsprechen dem Bruttobrennstoffpreis abzgl. 7% Mehrwertsteuer, gerundet auf die ganze Zahl

3 Nettoangaben zzgl. der Umsatzsteuer


71

HP TP1 TP2 TP3

Konstante Kosten

Kapitalgebundene Kosten 179 € 179 € 179 € 179 €

Instandsetzung 372 € 448 € 448 € 448 €

Summe 551 € 627 € 627 € 627 €

Variable Kosten

Wartung 372 € 524 € 524 € 524 €

Brennstoffbezug 3.932 € 7.302 € 7.164 € 6.799 €

elektrische Hilfsenergie 298 € 238 € 238 € 238 €

Sonstiges 119 € 179 € 179 € 179 €

Summe 5.271 € 8.870 € 8.104 € 7.740 €

Jährliche Kosten (netto) 5.271 € 8.870 € 8.731 € 8.366 €

Wärmegestehungskosten (netto) 10,5 Ct/kWh 17,7 Ct/kWh 17,5 Ct/kWh 16,7 Ct/kWh

Tabelle 24: Wärmegestehungskosten (brutto)

HP TP1 TP2 TP3

Konstante Kosten

Kapitalgebundene Kosten 213 € 213 € 213 € 213 €

Instandsetzung 443 € 533 € 533 € 533 €

Summe 655 € 746 € 746 € 746 €

Variable Kosten

Wartung 443 € 623 € 623 € 623 €

Brennstoffbezug 4.207 € 7.814 € 7.665 € 7.275 €

elektrische Hilfsenergie 354 € 284 € 284 € 284 €

Sonstiges 142 € 213 € 213 € 213 €

Summe 5.438 € 9.481 € 9.322 € 8.905 €

Jährliche Kosten (brutto) 5.801 € 9.679 € 9.530 € 9.140 €

Wärmegestehungskosten (brutto) 11,6 Ct/kWh 19,4 Ct/kWh 19,1 Ct/kWh 18,3 Ct/kWh

Wie in den Tabellen Tabelle 23 und Tabelle 24 zu sehen, differieren die Wärmegestehungskosten des

Guntamatik Powercorn 30 unter Nutzung von untorrefizierten und torrefizierten Holzpellets deutlich. So

kostet eine Kilowattstunde, erzeugt mit untorrefizierten Holzpellets, 10,5 €ct (netto), während die

Wärmegestehungskosten durch die torrefizierten Holzpellets bei ca. 17 €ct/kWh (netto) liegen

(Tabelle 23). Die Kosten für Instandsetzung, Wartung und Sonstiges, welches die Schornsteinfeger-

kosten und Ascheentsorgung umfasst, liegen bei TP1, TP2 und TP3 leicht über denen für die

untorrefizierten Holzpellets. Dies ist auf die brennstoffspezifischen Eigenschaften (siehe Arbeitspaket 3)

und deren Auswirkungen auf den Verbrennungsprozess zurückzuführen. Hingegen ist ein etwas

niedrigerer Bedarf an elektrischer Hilfsenergie zu erwarten. Den jedoch größten Einfluss auf die

Wärmegestehungskosten stellen die Brennstoffkosten dar. Diese führen dazu, dass die

Nettowärmegestehungskosten der unter 275 °C torrefizierten Holzpellets mit 17,7 €ct/kWh die der

untorrefizierten Holzpellets mit mehr als 7 ct/kWh übersteigen. Mit steigendem Torrefizierungsgrad

nehmen aufgrund der damit verbundenen Zunahme des Heizwerts die Wärmegestehungskosten leicht

ab und sinken auf 16,7 €ct/kWh bei TP3.


72

Sensitivitätsanalyse

In Abbildung 49 sind die Bruttowärmegestehungskosten des Guntamatic Powercorn 30 unter

Verwendung der vier verschiedenen Brennstoffe bei variierenden Brennstoffkosten sowie bei

variierendem Jahresnutzungsgrad dargestellt. Im Vergleich zu den untorrefizierten Holzpellets haben

Schwankungen des Brennstoffpreises und des Jahresnutzungsgrades deutlich größere Auswirkungen

auf die torrefizierten Holzpellets.

Abbildung 49: Sensitivitätsanalyse Wärmegestehungskosten Verbrennung


73

Nimmt man den durchschnittlichen Pelletpreis von 20154 mit 228,40 €/t und belässt alle anderen

Parameter unverändert, betragen die Nettowärmegestehungskosten bei Verwendung der nicht-

torrefizierten Holzpellets 9,23 €ct/kWh. Unter der Annahme dass torrefizierte Holzpellets in einem

etablierten Markt 10% Mehrkosten als nicht-torrefizierte Holzpellets aufwiesen, würden die 305 °C

torrefizierten Holzpellets mit einem Preis von 251,24 €/t unter gleichen Rahmenbedingungen

Wärmegestehungskosten von 9,28 €ct/kWh (brutto) generieren.

Der Break Even Point für die Wärmegestehungskosten von 9,23 €ct/kWh liegt bei 228,40 €/t für die

untorrefizierten Holzpellets und 249,19 €/t5 für die bei 305 °C torrefizierten Holzpellets, was wiederum

einen Preisunterschied von ca. 9,1% bedeutet.

Treibhausgasvermeidungskosten

Im Folgenden werden die Treibhausgasvermeidungskosten der zuvor betrachteten vier

Konversionspfade bezogen auf die Wärmeerzeugung aus dem Mix Erdgas/Öl-Heizung berechnet. Sie

geben an, wie viel die Vermeidung einer definierten Menge Treibhausgase gegenüber dem fossilen

Referenzsystem kostet.

Wie bereits in der ökologischen Analyse erläutert (Tabelle 20), ersetzt nach (Thrän u. a. 2013a) Wärme

aus der Verbrennungsanlage zu 70% Wärme aus Erdgas und zu 30% Wärme aus Heizöl. Für 1 MJth

genutzte Wärme errechnen sich damit THG-Emissionen von 86,7 gCO2-Äq und Erzeugerkosten in Höhe

von 36,1 €2010/GJth. Zu beachten ist, dass für diese Berechnung keine Preissteigerungen bei der

Berechnung der Gestehungskosten angenommen werden um Prognosefehler zu vermeiden. Die THG-

Emissionen der betrachteten Verbrennungsanlage lassen sich näherungsweise über die

Wirkungsgradunterschiede von Kessel 2 und Kessel 1 (Guntamatic Powercorn 30) ableiten

(Tabelle 25).

Tabelle 25: Ableitung der THG-Emissionen von Kessel 1 (Guntamatic Powercorn 30)

THG in gCO2-Äq./MJth Volllast Teillast


Faktor 0,84 1,05 1,03 1 1,33 1,28 1,22 1,27

Bereitstellung WRH 3,87 4,40 3,64 4,28 4,45 5,28 5,27 5,18

Transport WRH 2,46 2,79 2,31 2,72 2,82 3,35 3,35 3,29

Pelletierung/Torrefizierung 16,29 5,41 4,48 5,26 18,73 6,48 6,48 6,36

Transport Pellets 0,96 0,96 0,79 0,93 1,11 1,15 1,15 1,13

Summe 23,58 13,56 11,23 13,18 27,11 16,26 16,25 15,95

4 Arithmetisches Mittel exkl. MwSt. der monatlichen Pelletpreise von C.A.R.M.E.N. (Lieferung von 5 t im Umkreis von 50 km

inkl. MwSt; alles inklusive) und DEPV (Abnahme von 6t, Umkreis 50 km, inkl. aller Nebenkosten (Einblaspauschale, Wiegen

etc.), Inkl. MwSt)

5 Die Ermittlung der Kosten der unter 305 °C torrefizierten Holzpellets erfolgte nach folgender Berechnung:

p = [(9,23 − 9,28) ∗556−251,24

(16,7−9,28)] + 251,24


74

Die spezifischen Treibhausvermeidungskosten (in €/tCO2-Äq.) werden anhand des Quotienten aus den

spezifischen Differenzkosten und den spezifischen THG-Minderungen errechnet. Die folgende Tabelle

zeigt die Berechnung der spezifischen THG-Vermeidungskosten. Auf eine Berücksichtigung der THG-

Emissionen hinsichtlich einer Teilllastfahrweise wird dabei verzichtet.

Tabelle 26: Berechnung der spezifischen CO2-Vermeidungskosten (Verbrennung, Wärme)

Einheit Mix Erdgas/Öl-Heizung (Referenz) HP TP1 TP2 TP3

Spezifische THG-

Emissionen gCO2-Äq/MJth 86,7 23,6 13,6 11,2 13,2

THG-Minderung gCO2-Äq/MJth - 63,1 73,1 75,5 73,5

Gestehungskosten €/MJth 0,0361 0,0292 0,0492 0,0486 0,0464

Kostendifferenz €/MJth - -0,0069 0,0131 0,0125 0,0103

THG-

Vermeidungskosten €/tCO2-Äq - -110 266 257 222

Unter den untersuchten biogenen Festbrennstoffen bieten die nicht-torrefizierten Holzpellets das

geringste Treibhausgasminderungspotenzial. Wie bereits bei der ökologischen Analyse beschrieben, ist

dessen Hauptursache die primäre Nutzung von Erdgas zur Herstellung konventioneller Holzpellets,

wohingegen zur Produktion torrefizierter Holzpellets prozessinternes Torrgas genutzt wird.

Bei einer Verschneidung der ökologischen und ökonomischen Betrachtung schneiden die nicht-

torrefizierten Holzpellets jedoch deutlich besser ab als die torrefizierten Holzpellets. Dies ist auf die

deutlich geringeren Wärmeerzeugungskosten zurückzuführen, sodass im Vergleich zum fossilen

Referenzsystem sogar negative THG-Minderungskosten entstehen und daher dem fossilen Brennstoff-

Mix eindeutig zu bevorzugen sind. Die THG-Vermeidungskosten der torrefizierten Holzpellets liegen

deutlich darüber.

Vergasung

Die Berechnung der Strom- und Wärmegestehungskosten der kommerziellen Vergasungsanlage mit

Einsatz der Referenzholzpellets sowie der torrefizierten Holzpellets wird unter der Annahme des

Dauerbetriebs, d.h. Jahresvolllaststunden von 7.500 h/a, durchgeführt. Die folgende Tabelle zeigt einen

Auszug der für die Wirtschaftlichkeitsberechnungen verwendeten Bilanzkennzahlen, welche anhand der

durchgeführten Vergasungsversuche mit dem kommerziellen Holzvergaser der Fa. Burkhardt im AP6

und den vier verschiedenen Brennstoffen ermittelt wurden. Eine vollständige Übersicht der

Bilanzkenngrößen ist in Tabelle A 5 (siehe Anhang A 2.7) dargestellt.

Tabelle 27: Brennstoffbezogene Vergasungsparameter (HP – Enplus A1 Holzpellets, TP1 – torr. Holzpellets 275 °C, TP2 – torr.

Holzpellets 290 °C, TP3 – torr. Holzpellets 305 °C)

Parameter Einheit HP TP1 TP2 TP3

Brennstoffmassenstrom kg/h 113 113,9 109,6 107

Feuerungswärmeleistung kW 550 641,7 624,7 651,5

Elektr. Leistung (brutto) kW 165 176,2 175,4 181,9

Therm. Leistung (netto, max. auskoppelbar) kW 260 205,7 202,2 209,5

Pyrolyskoks kg/h 3 3,4 2,4 4,2

Elektr. Wirkungsgrad % 29,9 27,5 27,8 27,6

Therm. Wirkungsgrad % 51,3 46,4 46,6 45,6

Brennstoffkosten (netto) €/t 274 556 556 556


75

Die kapitalgebundenen Kosten für die Gesamtanlage, welche sich insgesamt auf 597.900 € (netto)

belaufen, wurden anhand eines Angebots der Fa. Burkhardt in deren komponentenbezogenen Kosten-

bestandteile (Vergasungsanlage, BHKW, Systemgebäude, Becherelevator, Zubehör für Holzvergaser

und Zubehör für BHKW) aufgeschlüsselt. Als Brennstoffkosten wurden die Bezugskosten der projekt-

intern angeschafften Brennstoffe genutzt. Hinsichtlich der Inanspruchnahme einer EEG-Vergütung wird

eine Inbetriebnahme der Anlage im Januar 2016 angenommen, damit ergibt sich aufgrund der

gegebenen installierten elektr. Leistung unter dem EEG 2014 eine Vergütung von 13,39 €ct/kWh.

In Tabelle 28 sind die Energiegestehungskosten unter den oben genannten Parametern der

verschiedenen Brennstoffe und Randbedingungen dargestellt. Eine Vergütung nach dem EEG 2014 ist

in der Darstellung nicht integriert. Beim Vergleich dieser Kosten fällt auf, dass der Einsatz der

torrefizierten Holzpellets zu signifikant höheren Energiegestehungskosten im Vergleich zu den

nicht-torrefizierten Holzpellets führt. Betrachtet man die einzelnen Kostenarten (Abbildung 50), so ist

erkennbar dass insbesondere die verbrauchsgebundenen Kosten zu diesem signifikanten Unterschied

beitragen.

Abbildung 50: Durchschnittliche Energiegestehungskosten (eigene Berechnungen)

-20,0

-10,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

Strom Wärme Strom Wärme Strom Wärme Strom Wärme

Str

om

ge

ste

hu

ngsk

oste

n in

€ct/

kW

h

sonstige Kosten

betriebsgebundene Kosten

verbrauchsgebundene Kosten

kapitalgebundene Kosten

Gutschrift (Strom bzw. Wärme)

"durchschnittliche"Gestehungskosten

HP

TP1

TP2

TP3


76

Tabelle 28: Durchschnittliche Energiegestehungskosten (eigene Berechnungen)


Strom Wärme Strom Wärme Strom Wärme Strom Wärme

kapitalgebundene

Kosten ct/kWh 7,2 9,3 6,8 8,6 6,8 8,7 6,6 8,4

Verbrauchsgebundene

Kosten ct/kWh 22,3 28,7 42,2 53,5 40,7 52,4 38,4 49,4

betriebsgebundene

Kosten ct/kWh 3,7 4,8 3,5 4,4 3,5 4,5 3,4 4,3

sonstige

Kosten ct/kWh 0,9 1,1 0,8 1,0 0,8 1,0 0,8 1,0

Gutschrift

(Strom bzw. Wärme) ct/kWh -4,5 -17,2 -4,6 -17,0 -4,5 -17,2 -17,1 -17,1

"durchschnittliche"

Gestehungskosten ct/kWh 29,6 26,7 48,6 50,5 47,3 49,4 44,5 46,0

Auffällig ist, dass unter den torrefizierten Holzpellets die Strom- und Wärmegestehungskosten mit

Zunahme des Torrefizierungsgrades leicht abnehmen. Dies ist darauf zurückzuführen, dass mit

steigendem Torrefizierungsgrad der Brennstoffheizwert der Pellets zunimmt (siehe Anlage A 6), welche

sich schließlich positiv auf die massenstrombezogene Energieerzeugung auswirkt. D.h. bei konstantem

Massenstrom kann eine höhere elektrische sowie thermische Leistung generiert werden. Dennoch ist

die mit den torrefizierten Brennstoffen geführte Vergasungsanlage mit Strom- und Wärmegestehungs-

kosten von mehr als 44 €ct/kWh deutlich von einer wirtschaftlichen Betriebsweise entfernt.

Im Folgenden werden anhand einer Sensitivitätsanalyse die Haupteinflussfaktoren der Strom-

gestehungskostenrechnung verdeutlicht.

Sensitivitätsanalyse

Abbildung 51 zeigt die Haupteinflussfaktoren auf die mittleren Stromgestehungskosten unter Nutzung

der vier verschiedenen Brennstoffe. Zu den Parametern zählen der Brennstoffpreis, die

Jahresvolllaststunden, der Wärmepreis, die Investitionssumme und der Kalkulationszinssatz. Mit

Ausnahme der Jahresvolllaststunden, da sich dieser Parameter exponentiell auf die

Stromgestehungskosten auswirkt, stellt der Brennstoffpreis bei allen vier Brennstoffen den

elastischsten Parameter dar, d.h. eine Veränderung dieses Parameters hat verglichen mit den anderen

Parametern den größten Einfluss auf die mittleren Stromgestehungskosten.

Nimmt man den durchschnittlichen Pelletpreis von 20156 mit 228,40 €/t und belässt alle anderen

Parameter unverändert, betragen die Stromgestehungskosten bei Verwendung der nicht-torrefizierten

Holzpellets 25,98 €ct/kWh. Unter der Annahme dass torrefizierte Holzpellets in einem etablierten

Markt 10% Mehrkosten als nicht-torrefizierte Holzpellets aufwiesen, würden die 305 °C torrefizierten

Holzpellets mit einem Preis von 251,24 €/t unter gleichen Rahmenbedingungen Stromgestehungs-

kosten von 23,82 €ct/kWh generieren.

6 Arithmetisches Mittel exkl. MwSt. der monatlichen Pelletpreise von C.A.R.M.E.N. (Lieferung von 5t im Umkreis von 50km inkl.

MwSt; alles inklusive) und DEPV (Abnahme von 6t, Umkreis 50 km, inkl. aller Nebenkosten (Einblaspauschale, Wiegen etc.),

Inkl. MwSt)


77

Der Break Even Point für die Stromgestehungskosten von 25,98 €ct/kWh liegt bei 228,40 €/t für die

untorrefizierten Holzpellets und 283,07 €/t7 für die bei 305 °C torrefizierten Holzpellets, was wiederum

einen Preisunterschied von ca. 23,9% bedeutet.

Abbildung 51: Sensitivitätsanalyse Stromgestehungskosten Holzvergasung

7 Die Ermittlung der Kosten der unter 305 °C torrefizierten Holzpellets erfolgte nach folgender Berechnung:

p = [(25,98 − 23,82) ∗556−251,24

(44,5−23,82)] + 251,24

HP TP1

TP2 TP3


78

Treibhausgasvermeidungskosten

Im Folgenden werden die Treibhausgasvermeidungskosten der zuvor betrachteten vier

Konversionspfade bezogen auf die Stromerzeugung aus dem Erzeugungsmix des öffentlichen

Kraftwerkparks berechnet (Thrän u. a. 2013a).

Für 1 MJth genutzten Stroms errechnen sich damit THG-Emissionen von 163,9 gCO2-Äq und Erzeuger-

kosten in Höhe von 20,4 €2010/GJel. Zu beachten ist, dass für diese Berechnung keine Preis-

steigerungen bei der Berechnung der Gestehungskosten angenommen werden um Prognosefehler zu

vermeiden.

Die folgende Tabelle zeigt die Berechnung der spezifischen THG-Vermeidungskosten.

Tabelle 29: Berechnung der spezifischen CO2-Vermeidungskosten (Vergasung, Strom)

Einheit

Mix öffentlicher

Kraftwerkspark (Referenz)

HP

TP1

TP2

TP3

Spezifische THG-

Emissionen

gCO2-

Äq/MJelMJthkWhel

163,9 111,7 5,8 4,1 -9,0

THG-Minderung gCO2-

Äq/kWhelMJel

- 52,2 158,1 159,8 172,9

Gestehungskosten €/MJel 0,0204 0,0822 0,1350 0,1314 0,1236

Kostendifferenz €/MJel - 0,0062 0,1146 0,111 0,1032

THG-

Vermeidungskosten

€/tCO2-Äq - 1184 848 844 835

Unter den untersuchten biogenen Festbrennstoffen bieten die nicht-torrefizierten Holzpellets ähnlich

wie bei der Verbrennung das geringste Treibhausgasminderungspotenzial aufgrund der Nutzung von

fossilen Brennstoffen zur Pelletproduktion.

Bei einer Verschneidung der ökologischen und ökonomischen Betrachtung schneiden sie zudem

deutlich schlechter ab als die torrefizierten Holzpellets. Das Treibhausgasminderungs-Kosten-Verhältnis

begünstigt in diesem Fall die torrefizierten Holzpellets im Vergleich zu den nicht-torrefizierten

Holzpellets.

2.7.5 Fazit

Die ökonomische Analyse der ausgewählten Verbrennungs- und Vergasungsanlage zeigt, dass die

Brennstoffkosten den ausschlaggebenden Faktor für die Höhe der durchschnittlichen Energie-

gestehungskosten darstellen. Zu den gegebenen projektinternen Brennstoffkosten lässt sich weder ein

wirtschaftlicher Betrieb der betrachteten Verbrennungs- noch der betrachteten Vergasungsanlage mit

Einsatz der torrefizierten Holzpellets realisieren.

Um mit dem Guntamatic Powercorn 30 und dem Einsatz der bei 305 °C torrefizierten Holzpellets

dieselben oder geringere Wärmegestehungskosten wie unter Verwendung der nicht-torrifizierten Holz-

pellets zum durchschnittlichen Pelletpreis 2015 generieren zu können, darf der tonnenbezogene Preis

der torrefizierten Holzpellets 9,1% des durchschnittlichen Pelletpreises 2015 nicht überschreiten. Der

projektinterne Einkaufspreis lag jedoch mit 556 €/t (netto) ca. 143% über dem durchschnittlichen

Pelletpreis von 228 €/t.

Bei der Vergasungsanlage darf der Brennstoffpreis der TP3-Pellets hingegen 123,9% des durch-

schnittlichen Pelletpreises 2015 nicht übersteigen, um keine höheren Stromgestehungskosten, als mit

den nicht-torrefizierten Holzpellets zu diesem Durchschnittspreis generiert werden, zu erzeugen.


79

Rein ökonomisch betrachtet, ist somit eine wirtschaftlich sinnvolle Nutzung torrefizierter Holzpellets in

Zukunft vermutlich bei der Verwendung als Brennstoff in Vergasungsanlagen als in reinen

Wärmeerzeugern zu erwarten. Nichts desto trotz müssen die Produktionskosten torrefizierter

Holzpellets drastisch gesenkt werden, um diesen Brennstoff konkurrenzfähig im Markt etablieren zu

können

2.8 AP 8: Evaluierung der Ergebnisse

Im Arbeitspaket 8 erfolgt die Einordnung der Erkenntnisse aus AP2 bis AP7 als Beitrag zur Optimierung

einer effizienten und bedarfsgerechten Energiebereitstellung in Biomassekleinanlagen. Daraus

abgeleitet wird schließlich das Marktpotenzial der betrachteten Bioenergiepfade und der damit

verbundenen sozioökonomischen Effekte dargestellt und eine Roadmap zur Markteinführung erstellt.

2.8.1 Vergleich der Brennstoffeigenschaften und Ermittlung der Eignungs-

fähigkeit der getesteten Konversionsanlagen für den praktischen

Einsatz

Tabelle 30 zeigt den Vergleich der in AP2 ermittelten Brennstoffeigenschaften der torrefizierten

Holzpellets mit den Parametermittelwerten von HP1 und HP2 (siehe Tabelle 1), wobei grün markierte

Felder auf bessere Eigenschaften der torrefizierten Pellets und rot markierte auf schlechtere

Eigenschaften hinweisen. Die Nichteinhaltung der Anforderungen der DIN EN ISO 17225-2 A1 bzw. der

ISO/TS 17225-8 TW1 ist jeweils durch rote Schrift gekennzeichnet. Es ist zu erkennen, dass sich das

Gesamtanalysebild der torrefizierten Holzpellets weder eindeutig negativ noch eindeutig positiv

bewerten lässt. Wohingegen der Mittelwert von HP1 und HP2 lediglich den Mindestwert der ISO/TS

17225-8 TW1 knapp unterschreitet und die Grenzwerte des Schwefelgehalts überschreitet, werden die

vorgegebenen Normwerte von den torrefizierten Holzpellets teilweise bei der Schüttdichte, dem Asche-

sowie N-, Cl-, As-, Cd-, Cr-, Cu-, Pb-, Ni und Zn-Gehalt nicht eingehalten. Ein eindeutiger Einfluss des

Torrefizierungsgrades auf das Abbrand- und Emissionsverhalten ist, wie bereits in AP2 dargestellt, nicht

identifizierbar.

Tabelle 30: Gegenüberstellung der Eigenschaften der Versuchsbrennstoffe zur DIN EN ISO 17335-2 und dem Entwurf zur DIN

EN ISO 17225-8 TW1

Parameter

Einheit

TP1 (275°C)

TP2 (290°C)

TP3 (305°C)

Mittelwert von

HP1 und HP2

DIN EN ISO

17225-2 A1

ISO/TS

17225-8 TW1

mechanische

Festigkeit % FM 99,1 98,9 98,9 98,9 ≥ 97,5 ≥ 97,5

Schüttdichte kg/m3 FM 716 408 392 638,5 ≥ 600 ≥ 650

Wassergehalt Ma.-% FM 4,9 4,3 4,1 5,83 ≤ 10 ≤ 8

Hu MJ/kg wf 20,4 20,8 19,9 18,85 ≥ 16,5 ≥ 19

flüchtige

Substanzen Ma.-% wf 75,6 73,2 76,9 84,85 - -

Asche

(550°C) Ma.-% wf 1,65 1,78 1,64 0,37 ≤ 0,7 ≤ 2,0

C Ma.- % wf 54,5 55,6 53,7 51,7 - -


80

Parameter

Einheit

TP1 (275°C)

TP2 (290°C)

TP3 (305°C)

Mittelwert von

HP1 und HP2

DIN EN ISO

17225-2 A1

ISO/TS

17225-8 TW1

H Ma.- % wf 5,84 5,67 5,79 6,32 - -

N Ma.- % wf 0,58 0,43 0,52 0,2 ≤ 0,3 ≤ 0,5

S Ma.- % wf 0,046 0,043 0,038 0,059 ≤ 0,04 ≤ 0,04

Cl Ma.- % wf 0,018 0,017 0,014 0,007 ≤ 0,02 ≤ 0,03

Ca mg/kg wf 3560 3540 3960 1137 - -

Mg mg/kg wf 456 468 495 180 - -

K mg/kg wf 1790 1640 1710 515 - -

P mg/kg wf 321 277 320 94 - -

Na mg/kg wf 176 124 95,2 15,21 - -

Si mg/kg wf 3030 4550 3660 1099 - -

As mg/kg wf 0 0,456 0,325 0,013 ≤ 1 ≤ 1

Cd mg/kg wf 0,619 0,604 0,664 0,216 ≤ 0,5 ≤ 1

Cr mg/kg wf 7,93 10,3 8,19 2,9 ≤ 10 ≤ 15

Cu mg/kg wf 6,48 10,2 6,76 0,969 ≤ 10 ≤ 20

Pb mg/kg wf 8,54 14,6 8,81 0,75 ≤ 10 ≤ 10

Hg mg/kg wf 0 0 0 0,003 ≤ 0,1 -

Ni mg/kg wf 1,4 2,07 1,72 1,311 ≤ 10 ≤ 10

Zn mg/kg wf 66,9 87,6 70,8 12,35 ≤ 100 ≤ 100

Tabelle 31 gibt einen Überblick über die in AP3 ermittelten Emissionswerte und Wirkungsgrade der

Feuerungsanlagen unter Voll- und Teillast, wobei die rot markierten Felder ein Überschreiten der

jeweiligen Grenzwerte anzeigen. Lediglich bei den Feinstaubemissionen kann generell von erhöhten

Werten gesprochen werden. Die CO-, NOx, CO2- und HCl-Emissionen wurden bis auf einen über-

schrittenen CO-Wert beim Kessel 2 unter Einsatz von TP3 und Teilllastfahrweise eingehalten. Die

Wirkungsgrade zeigen kein eindeutiges Bild der Auswirkungen des Torrefizierungsprozesses.

Tabelle 31: Emissionsverhalten und Wirkungsgrade unter Voll- und Teillast bei Einsatz der Brennstoffe in Feuerungsanlagen

Feuerungsanlage Kessel 1 Feuerungsanlage Kessel 2

Einheit Grenzwert Volllast Teilllast Volllast Teilllast

CO

HP1

mg/m³, i.N.,

tr., 13 Vol.- O2

400 mg/m³

(1. BImSchV)

57 101 - -

HP2 - - 22 156

TP 1 15 28 46 137

TP 2 11 19 16 82

TP 3 14 23 6 471

NOx

HP1

mg/m³, i.N.,

tr., 13 Vol.- O2

500 mg/m³

(1. BImSchV)

57 129

HP2 22 207

TP 1 290 333 46 412

TP 2 11 294 16 335

TP 3 14 223 6 246


81

Feuerungsanlage Kessel 1 Feuerungsanlage Kessel 2

Einheit Grenzwert Volllast Teilllast Volllast Teilllast

SO2

HP1

mg/m³, i.N.,

tr., 13 Vol.- O2

280 mg/m³

(TA Luft)

0 2

HP2 4 3

TP 1 15 15 6 8

TP 2 17 11 7 4

TP 3 2 7 6 1

HCl

HP1

mg/m³, i.N.,

tr., 13 Vol.- O2

24 mg/m³

(TA Luft)

7 1

HP2 10 4

TP 1 3 0 10 3

TP 2 1 0 5 0

TP 3 0 0 17 5

Feinstaub

HP1

mg/m³, i.N.,

tr., 13 Vol.- O2

20 mg/m³

(1. BImSchV)

27 34

HP2 11 21

TP 1 26 31 33 24

TP 2 22 27 23 25

TP 3 29 20 19 32

Wirkungs-

grad

HP1

%

89,2 65,5

HP2 77,0 86,1

TP 1 82,5 67,7 87,0 88,1

TP 2 82,0 66,6 84,9 81,8

TP 3 86,0 70,3 86,1 90,2

Die folgende Tabelle verdeutlicht die unterschiedlichen CO- und NOx-Emissionen beim Einsatz der

verschiedenen Brennstoffe in dem kommerziellen Holzvergaser der Fa. Burkhardt. Bei den Werten

handelt es sich um Mittelwerte von Versuchen unter Verwendung zwei verschiedener Zündkerzen.

Zudem ist anzumerken dass die Abgasmessung vor dem Katalysator erfolgte. Als Referenzbrennstoff

wurden bei diesen Versuchen handelsübliche ENplus A1 Holzpellets verwendet. Ähnlich wie bei der

Verbrennung lässt sich aus den Analyseergebnissen erkennen, dass die CO-Emissionen der

torrefizierten Holzpellets geringer und die NOx-Emissionen höher ausfallen als die der untorrefizierten

Holzpellets.

Tabelle 32: CO- und NOx-Emissionen beim kommerziellen Holzvergaser (Abgasmessung vor Katalysator)

Einheit Kommerzieller Vergaser

CO

HP

mg/m³

2161

TP 1 1334

TP 2 749

TP 3 1318

NOx

HP

mg/m³

268

TP 1 1057

TP 2 883

TP 3 808

Die folgende Tabelle zeigt die in den bisherigen Arbeitspaketen gesammelten allgemeinen

Charakteristika der Verbrennungs- und Vergasungsprozesse durch Einsatz der torrefizierten Brennstoffe

im Vergleich zu den nicht-torrefizierten Brennstoffen. Zur Vereinfachung wird im Folgenden nicht

zwischen den unterschiedlichen Torrefizierungsgraden unterschieden.


82

Tabelle 33: Prozesscharakteristika der eingesetzten Brennstoffe an den verschiedenen Anlagen

Verbrennung Vergasung

Kessel

1

Kessel

2

Pilot-vergaser

Kommerzieller

Vergaser

Prozesscharakteristika TP TP TP TP Ursache (Vergleich TP gegenüber HP)

Verschlackung - - - -

höherer Aschegehalt, niedriger

Ascheerweichungstemperaturen

Koksaufbau - -

geringerer Wassergehalt, höherer

Kohlenstoffgehalt

Prozesstemperatur 0 0 -

Brennstoffbedarf + + + + höherer Heizwert

Sauerstoffbedarf - - - - geringeres O/C-Verhältnis

- schlechter im Vergleich zu den nicht-torrefizierten Holzpellets

+ besser im Vergleich zu den nicht-torrefizierten Holzpellets

0 keine signifikanten bzw. eindeutigen Unterschiede feststellbar

Die torrefizierten Holzpellets neigen sowohl bei der Verbrennung als auch bei der Vergasung zu einer

stärkeren Verschlackung. Die ist einerseits in dem höheren Aschegehalt als auch der niedrigeren

Ascheerweichungstemperatur zu begründen. Zusätzlich verursacht der geringere Wassergehalt und

höhere Kohlenstoffgehalt einen stärkeren Koksaufbau beim Vergasungsprozess. Während bei der

Verbrennung8 und dem Pilotvergaser9 keine prozesskritischen Temperaturen erreicht wurden, stieg die

Reaktortemperatur beim kommerziellen Holzvergaser auf im Laufe der Vergasungsversuche an die

regelungstechnische Grenze. Der höhere Heizwert wirkt sich positiv auf den Brennstoffbedarf aus, d.h.

verglichen mit den nicht-torrefizierten Holzpellets ist geringerer Brennstoffeinsatz der torrefizierten

Holzpellets notwendig, um die gleiche Leistung zu erreichen. Ein vermindertes O/C-Verhältnis des

Brennstoffs bedingt eine höhere Sauerstoffzufuhr während der Verbrennungs- und Vergasungs-

prozesse.

Aus den gewonnen Erkenntnissen lässt sich somit zwar eine generelle Nutzbarkeit der torrefizierten

Holzpellets in den betrachteten Bioenergiekleinanlagen erkennen, wobei jedoch zu einer Eignungs-

fähigkeit für den praktischen Einsatz differenziert werden muss

2.8.2 Road-Map zur Markteinführung von torrefizierter Biomasse zum

Einsatz in thermochemischen Kleinanlagen

Die folgenden beiden Abbildungen zeigen die Roadmaps für Kleinfeuerungs- und Kleinvergasungs-

anlagen zur Nutzung torrefizierter Holzpellets. Bisherige Versuche zur Evaluierung der Einsetzbarkeit

torrefizierter Holzpellets in solchen Anlagen fanden bisher in für Holzhackschnitzel und/oder Holzpellets

ausgelegte Anlagen statt. Eine klare Abgrenzung zwischen den Entwicklungsständen Prototyp und

Technische Demonstration ist jedoch schwierig. Es kann aber davon ausgegangen werden, dass die bis

Ende 2016 generierten Kenntnisse sowohl bei Kleinfeuerungsanlagen als auch bei

Kleinvergasungsanlagen ausreichen, um speziell auf den Einsatz torrefizierter Holzpellets ausgelegte

Anlagen zu konzipieren und anhand von Demonstrationsanlagen die kommerzielle Eignung dieses

neuartigen Brennstoffs aufzuzeigen.

8 Glutbetttemperatur

9 Reaktortemperatur


83

Abbildung 52: Roadmap Kleinfeuerungsanlagen für den Einsatz torrefizierter Holzpellets

Abbildung 53: Roadmap Kleinvergasungsanlagen für den Einsatz torrefizierter Holzpellets

Wie sich im Vorhaben FlexiTorr herausstellte, sind inbesondere Holzvergaseranlagen relativ empfindlich

was die Brennstoffqualität (Aschegehalt) angeht. Hier werden aktuelle und zukünftige F&E-Vorhaben zur

weiteren Anpassung der Anlagentechnik sowie der Steuer- und Regelungskomponenten zur

Optimierung des Ausbrand-/vergasungsverhaltens zeigen, welche zusätzlichen Effizienzsteigerungen

mit dem Einsatz von torrefizierten Brennstoffen möglich sind, um die Asche und Emissionen zu

minimieren. Daher wird mit der kommerziellen Markteinführung von torrefizierten Brennstoffen in

Kleinvergasungsanlagen etwas später als in Kleinfeuerungsanlagen gerechnet.

Unabhängig von den technischen Anpassungen, ist in Deutschland die zukünftige Entwicklung der hier

untersuchten Brennstoffalternative als auch der Biomasse-Klein-KWK-Anlagen generell teils von

erheblichen Unsicherheiten behaftet, die im folgenden kurz skizziert werden:

Mehrwert für den Endkunden

Die Verwendung torrefizierter Holzpellets muss dem Endkunden einen Mehrwert bieten. Dies

können z.B. im Vergleich zu den durch torrefizierte Holzpellets ersetzten Brennstoffe niedrigere

Energieerzeugungskosten, geringere Treibhausgasvermeidungskosten, eine sichere und

konstante Anlagenführung und/oder ein Imagegewinn sein. Der durch diesen neuartigen

Brennstoff generierte Mehrwert muss dem Endkunden durch intensive und vor allem

rechtzeitige Öffentlichkeitsarbeit vermittelt werden, denn nur so ist eine beschleunigte und

breite Marktdurchdringung zu erreichen.

Politische Rahmenbedingungen, Standards und Zertifikate

Aufgrund der aktuell noch relativ hohen Energieerzeugungskosten (weil noch keine

standardisierten Produktionsanlagen im Markt verfügbar; existierende Anlagen stellen techn.

Einzelkonzepte dar mit unterschiedlichen Prozessschritten und Torrefizierungsparametern) ist

der Bioenergiesektor stark von den politischen Rahmenbedingungen abhängig. Deshalb sollten

in Deutschland die Anstrengungen zur Schaffung klarer gesetzlicher Rahmenbedingen zur

Einsatzfähigkeit von thermo-chemisch modifizierten Brennstoffen verstärkt werden, damit

daraus normative Brennstoffeigenschaften abgeleitet werden können. Wenn Brennstoff-

produzenten daraufhin marktfähige Produkte anbieten können, würden attraktive Förder-

instrumente für sowohl den Anlagenhersteller als auch den Endkunden teils erhebliche

Auswirkungen auf eine schnelle und umfangreiche Marktimplementierung haben. So

beeinflussen bspw. Vergütungssätze für erzeugte Energie und monetäre Kaufanreize Angebot

2018 2020

Kleinfeuerungs-

anlagen

Zeitraum

Prototyp

(Pilotmaßstab)

)

Kommerzielle Markteinführung

2016

Technische

Demonstration

2022

2018 2020

Kleinvergasungs-

anlagen

Zeitraum

Prototyp

(Pilotmaßstab)

)

Kommerzielle Markteinführung

2016

Technische

Demonstration

2022


84

und Nachfrage im Kleinanlagensektor. Zudem spielen Standards und Produktzertifikate/-labels

eine wichtige Rolle. Einerseits verlangt der Endkunde eine gleichbleibend hohe Qualität zu

marktfähigen Preisen und andererseits kann nur so der Hersteller eine sichere und konstante

Anlagenführung garantieren. Deshalb sollte die zeitnahe Weiterentwicklung der

ISO/TS 17225 8 (mit der Einordnung von unterschiedlichen Brennstoffsortimenten in Qualitäts-

klassen) zu einer ISO-Norm unterstützt werden, um eine anerkannte Richtlinie zu haben, auf die

sich weitere Gesetzesanpassungen beziehen können. Sollte diese Entwicklung im

internationalen Gremium zu langsam voranschreiten oder verzögert werden, könnte eine davon

unabhängige nationale Produktnormentwicklung (z.B. für den spezifischen Einsatz von

torrefizierten Holzpellets in Kleinvergasern) zur Überbrückung Abhilfe schaffen.

Preise fossiler Brennstoffe

Die Preise fossiler Brennstoffe (bzw. von CO2, äq-Zertifikaten zur Vermeidung von klima-

wirksamen Treibhausgasemissionen) stellen einen erheblichen Einflussfaktor bezüglich der

Weiterentwicklung und Nutzung torrefizierter Holzpellets dar. Im Kleinanlagensektor stehen

insbesondere Öl und Gas dem Endnutzer für die Wärme- und Strombereitstellung zur Verfügung.

Trotz der weitläufig bekannten klimarelevanten Auswirkungen der Verbrennung von fossilen

Brennstoffen, nimmt die Nachfrage nach alternativen Energiequellen bei sinkenden fossilen

Energiegestehungskosten ab. Den fossilen Brennstoffpreisen liegen jedoch nicht nur

internationale Marktmechanismen, sondern auch wirtschaftspolitische Steuerungsinstrumente,

zugrunde. So wird beispielsweise in Deutschland bis heute über das Markteinführungs-

programm der BAFA die Installation von fossilen Neuanlagen im kleinen Leistungsbereich

unterstützt, während Kleinvergaseranlagen mit Biomasseeinsatz über das EEG 2017 keine

attraktiven Vergütungssätze mehr für die Stromeinspeisung garantiert werden.

Abbildung 54 stellt eine Zusammenfassung da, welche Akteursgruppen an der Umsetzung der

Roadmap für die Markteinführung und –durchdringung von Kleinfeuerungs- sowie Kleinvergasungs-

anlagen für den Einsatz torrefizierter Holzpellets beteiligt sind.

Abbildung 54: Akteure für die Umsetzung der Roadmaps Torrefizierte Holzpellets in Kleinfeuerungs- und

Kleinvergasungsanlagen

Zur Erfüllung der Roadmaps müssen die beteiligten Akteure intensiv zusammenarbeiten, um ihren

Aufgaben in benötigter Qualität gerecht zu werden.

Torrefizierte

Holzpellets in

Kleinfeuerungs-

und

Kleinvergasungs-

anlagen

Anlagenhersteller

Adaptierung von Bioenergiekleinanlagen

an die Brennstoffalternative unter Aus-

schöpfung neuer Effizienzsteigerungs-

optionen (u.a. im Bereich der Steuer-

und Regelungstechnik)

Forschung

Optimierung & Weiterentwicklung

thermo-chemisch modifizierter Brenn-

stoffe (auch aus nicht-holzartigen Rest-

und Abfallstoffen) als eine nachhaltige und

standardiserte Alternative zum Einsatz in

adaptierten Feuerungsanlagen

Politik

Anpassung geltender rechtlicher

Rahmenbedingungen und Förder-

instrumente zum Einsatz standar-

disierter thermisch modifizierter

Qualitätsbrennstoffe unter Einbezug

politischer Zielstellungen

Brennstoffproduzenten

Bereitstellung hochqualitativer

homogener torrefizierter Holzpellets

für Kleinfeuerungs-

/vergasungsanlagen unter

Ausschöpfung vorhandener biogener

Rest- und Abfallpotenziale


85

2.9 Zusammenfassung

Im Rahmen des Projektes Flexitorr wurden vier Brennstoffe für die parktischen Untersuchungen im

Bereich der Verbrennung und Vergasung ausgewählt und beschafft. Neben ENplus-Holzpellets kamen

torrefizierte Holzpellets (Hersteller Fa. Torr-Coal), welche bei den Temperaturen 275 °C, 290 °C,

305 °C torrefiziert wurden, zum Einsatz. ENplus-Holzpellets als Referenz wurde ausgwählt, da es nicht

möglich war das untorrefizierte Ausgangsmaterial der torrefizierten Brennstoff in ausreichender Menge

zu bekommen. Nach der Beschaffung wurden die vier Brennstoffe umfangreich am DBFZ analysiert, um

die parktischen Versuch zur Verbrennung und Vergasung vorbereiten zu können.

Die im Rahmen des Projektes durchgeführten praktischen Versuche mit ENplus-Holzpelltes und drei

torrefizierten Holzpellets an zwei kleintechnischen Verbrennung-, einer Laborvergasung-, einer Pilot-

vergasungs- und einer kommerziellen Vergasungsanlage zeigen, dass torrefizierte Holzpellets im last-

flexiblen Anlagenbetrieb einsetzbar sind. Jedoch ergeben sich sowohl bei der Verbrennung als auch der

Vergasung im Vergleich zu ENplus-Holzpellets Herausforderungen, um einen störungsfreien Dauer-

betrieb der Anlagen gewährleisten können. Im Bereich der kleintechnischen Verbrennung spielt die

Auswahl der richtigen Kessels (Brennraumgeometrie) eine wichtige Rolle für die entstehenden

Emissionen. Eine belastbare Aussage zur Kesselauswahl und den damit verbundenen Emissionen

sowie dem Einfluss des Torrefizierungsgrades auf den Verbrennungsprozess konnten im Rahmen des

Projektes nicht getroffen werden. Hier sind weitergehenden Untersuchungen notwendig, um Handlungs-

empfehlungen auf der Grundlage einer sicheren Datenbasis abgeben zu können. Weiterhin ist die

Verschlackungsneigung im Verbrennungsprozess nur geringfügig größer im Vergleich zu ENplus-

Holzpellets.

Anhand der durchgeführten Vergasungsversuche am DBFZ (Laborvergaser) und der Fa. Burkhardt (Pilot-

/kommerzieller Vergaser) konnte auch ein stabiler Betrieb in allen getesteten Anlagen gezeigt werden.

Jedoch konnte bei der Vergasung ein erhöhtes Vergaserkoks-Aufkommen im Vergasungsreaktor und

beim Überschreiten von 900 °C Betriebstemperatur eine erhöhte Verschlackungsneigung festgestellt

werden. Der im Vergleich zu ENplus-Holzpellets erhöhten Vergaserkoks-Bildung konnte im Rahmen des

Projektes durch Anpassung der Reaktorgeometrie im Bereich der Pyrolyse entgegengewirkt werden.

Jedoch konnte für dieses Phänomen keine abschließende Lösung gefunden werden, so dass die

Versuche am kommerziellen Vergaser durch die Überfüllung des Vergasungsreaktors abgebrochen

werden mussten. In diesem Bereich Vergaserkoks-Bildung beim Einsatz von torrefizierten Holzpellets

müssen noch weitergehende Untersuchungen erfolgen, um einen störungsfreien Dauerbetreib zu

gewährleisten. Durch die Optimierung der Betriebsbedingungen (Betriebstemperatur im Vergasungs-

reaktor) und der Wartungsintervalle von kommerziellen Vergasungsanlagen kann der Verschlackung im

Reaktor entgegen gewirkt werden. Aufgrund der Inbetriebnahmeschwierigkeiten des DBFZ-Festlabor-

vergasers konnten im Rahmen des Projektes zur weiteren Untersuchung der Vergaserkoksbildung und

der Verschlackungsneigung keine weitergehenden Untersuchungen durchgeführt werden. Hinsichtlich

des Einfluss des Torrefizierungsgrades auf die Bildung von teerartigen Produkten konnten im Rahmen

des Projektes auch keine belastbaren Erkenntnisse gewonnen werden. Die Untersuchungen am

Festbettlaborvergaser des DBFZ haben die erhöhte Vergaserkoks-Bildung der Versuche der Fa. Burk-

hardt bestätigt und weiterhin gezeigt, dass die torrefizierten Holzpellets im Vergleich zu ENplus-

Holzpellets ein schlechteres Anzündverhalten aufweisen. Durch die erhöhte Energiedichte der

torrefizierten Holzpellets kann im Vergleich zu ENplus-Holzpellets mehr Produktgas und somit mehr

thermische und elektrische Energie bereitgestellt werden.

Nach den praktischen Untersuchungen konnten die generierten Ergebnisse in der technischen, ökono-

mischen und ökologischen Analyse weiter verwendet werden. Die technische Analyse zeigt, dass

torrefizierte Holzpellets im kleintechnischen Verbrennungs- und Vergasungsanlagen lastflexibel und


86

dauerbetriebsfähig eingesetzt werden können wenn im Bereich der Verbrennung richtige

Kesselauswahl bzw. -anpassung (Feueraumgeometrie) realisiert wird und im Bereich der Vergasung das

Problem der Verschlackung und erhöhten Vergaserkoks-Bildung durch Anpassung der Reaktor-

geometire (im Bereich der Pyrolyse) bzw. der Betriebsführung (Bertriestemperatur) gelöst werden.

Hierzu konnten im Rahmen des Projektes nicht ausreichend Versuche durchgeführt werden, um eine

belastbares Basis zur Ableitung von Handlungsempfehlungen generieren zu können. Die ökonomische

Analyse der Verbrennungs- und Vergasungsexperimente hat gezeigt, dass ein wirtschaftlicher Betrieb

mit torrefizierten Holzpellets derzeit nicht möglich ist. Ausschlaggeben ist hierbei der hohe Preis des

Brennstoffs. Als Ergebnis der ökologischen Analyse kann festgehalten werden, dass die torrefizierten

Brennstoffe (835 bis 848 €/tCO2-Äq) weniger Treibhausgasvermeidungskosten generieren im Vergleich zu

untorrefizierten Holzpelltes (1184 €/tCO2-Äq).

Zum Abschluss des Projektes wurde eine Roadmap zur Markteinführung torrefizierter Holzpellets

erstellt. Wesentlicher Ergebnis hier ist, dass die gesetzlichen Rahmenbedingen mit politischen

Zielstellungen (Treibhausemissionsminderungsziele) abgestimmt werden müssen, damit thermo-

chemisch veränderte Brennstoffe bessere Chancen zur Markteinführung erhalten.


87

2.10 Wichtigste Positionen des zahlenmäßigen Nachweises

Die wichtigsten Positionen des zahlenmäßigen Nachweises (zur Verwendung der Zuwendung) sind dem

separaten Dokument zahlenmäßiger Nachweis zu entnehmen.

2.11 Notwendigkeit und Angemessenheit der geleisteten Arbeit

Die Förderung zur Durchführung des Projektes Flexitorr war notwendig, da so in einer großen Breite

(Labormaßstab bis kommerzielle Anlage, Verbrennung bis Vergasung, technische/ökonomisch/

ökologische Betrachtungen) der kleintechnischen Anwendung von thermo-chemisch behandelten bzw.

torrefizierten Brennstoffen eine Datenbasis gelegt werden konnten. Diese ist notwendig, um im Bereich

der Brennstoffnutzung den Umstieg von unbehandeltem Holz zu anderen vorteilhaften Brennstoffen

z.B. torrefizierten Brennstoffen zu schaffen und so auch Anlagentechnik weiter zu entwickeln. Aufgrund

verschiedener Probleme bei der Projektdurchführung konnten die gewünschte Breite der Datenbasis

nicht erreicht werden, was Arbeiten über den Projektrahmen hinaus notwendig macht.

Im Rahmen des Projektes wurde versucht die maximalen Ergebnisse aus den praktischen Versuchen

am DBFZ und bei der Fa. Burkhardt und den anschließenden Analysen (technisch, ökonomisch,

ökologisch) zu generieren. Dafür wurden im Bereich der praktischen Untersuchungen die untersuchten

Versuchsbedingungen weitestgehend ausgeweitet, um eine breite Datenbasis schaffen zu können und

mögliche Übertragungen vom Labor- in den Praxismaßstab mit berücksichtigen zu können. Somit waren

die im Projekt geleisteten Arbeiten den Zielen und der Förderung angemessen.

2.12 Voraussichtlicher Nutzen, insbesondere die Verwertbarkeit des

Ergebnisses im Sinne des fortgeschriebenen Verwertungsplans

Die generierten Ergebnisse insbesondere der praktischen Untersuchungen werden am DBFZ und der

Fa. Burkhardt für die weiteren Forschungsarbeiten mit torrefizierten aber auch anderen Brennstoffen

intensiv genutzt. Durch die im Projekt erzeugte Datenbasis kann im Bereich der torrefizierten Brenn-

stoffe im Anwendungsbereich der kleintechnischen Verbrennung und Vergasung als Grundlage für die

weitergehenden Untersuchungen zur Verschlackungsneigung, der Vergaserkoks-Bildung im Reaktor, der

Emissionsbildung in Abhängigkeit der Kesselgeometrie und der Betriebsparameteroptimierung genutzt

werden. Durch die im Projekt festgestellte schwierige wirtschaftliche Anwendung von torrefizierten

Brennstoffen ist eine direkte Nutzung der Ergebnisse nur bei einer Markteinführung/-durchdringung der

torrefizierten Brennstoffe mit entsprechender Anwendung möglich.

2.13 Während der Durchführung des Vorhaben dem ZE bekannt

gewordenen Fortschritt auf dem Gebiet des Vorhaben bei anderen

Stellen

Im Bereich der torrefizierten bzw. thermo-chemisch behandelten Brennstoff konnte im Zeitraum der

Projektdurchführung kein signifikanter Fortschritt festgestellt werden. Die Herstellungsverfahren sind

soweit, dass bei der Realisierung möglicher Anwendungen ausreichend torrefizierter Brennstoff

hergestellt werden kann. Die gleichbleibende Qualität dabei kann derzeit für holzartige Biomassen

gewährleistet werden, jedoch im Bereich der nicht-holzartigen Biomasse besteht hier noch

Optimierungsbedarf.


88

Aufgrund der wirtschaftlichen und politischen Situation (insbesondere EEG und andere Förder-

instrumente) der kleintechnischen Vergasung haben diese Anlagen stark mit der Wirtschaftlichkeit zu

kämpfen Hier hat sich im Zeitraum der Projektdurchführung auch keine Veränderung eingestellt.

Hinsichtlich der genutzten Brennstoffe hingegen werden seit ca. 1 – 2 Jahren vemehrt (biogene)

Reststoffe anstelle von Holz eingesetzt. Ein Beispiel hierfür ist die Fa. ENTRADE Energiesysteme AG, die

in England „Flugabfall“ energetisch nutzt. In diesem Bereich der Reststoffnutzung forschen alle großen

Hersteller kleintechnischer Biomassevergasungsanlage, jedoch kommt es aufgrund der wirtschaftlichen

Situation kaum zu Anwendungen.

2.14 Ergebnisverwertbarkeit und Veröffentlichungen

Die während der Projektlaufzeit realisierten Veröffentlichungen sind in Kapitel 2.1 AP 1:

Projektmanagement auf Seite 5 dargestellt.

Durch das Projekt erzielte Ergebnisse können bei der Optimierung der Anlagentechnik und den

Betriebsbedingung von Herstellern kleintechnischer Biomassevergasungsanlagen genutzt werden, um

torrefizierte Holzpellets an ihren Anlagen einsetzen zu können. Weiterhin dient die generierte

Datenbasis des Projektes als Grundlage für weitere Forschungsaktivität des DBFZ, der Fa. Burkhardt

und anderen Forschungseinrichtungen bzw. Industriepartnern.

Abbildungsverzeichnis

89


Abbildung 1: Ablaufschema für den Versuchsablauf bei Anwendung des Referenzlastzyklus

(Heckmann 2010) ................................................................................................................... 14

Abbildung 2: Unterschied des Glutbettaufbaus der vier Brennstoffchargen beim Einsatz in

Kessel 1 (Volllastbetrieb) ........................................................................................................ 15

Abbildung 3: Unterschiedliche Verschlackungsgrade der torrefizierten Chargen beim Einsatz in

Kessel 1 (Volllastbetrieb) ........................................................................................................ 16

Abbildung 4: Mittelwerte der Glutbetttemperatur für jeweils einen Verbrennungsversuch pro

Charge in Kessel 1 sowie Schwankungsbreite der bei den versuchen gemessenen

Glutbetttemperatur (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3) ................................................................ 17

Abbildung 5: Darstellung der vier Temperaturverläufe in Kessel 1 im Volllastbetrieb über den

gesamten Versuchszeitraum (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3) ................................................. 17

Abbildung 6: Mittelwerte der CO Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1

und Kessel 2 sowie der Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen

Emissionen, rote Linie entspricht dem Grenzwert der 1. BImSchV für

wiederkehrende Messungen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3) ................................................. 18

Abbildung 7: CO-Emissionsverlauf bei der Verbrennung von HP1, TP1, TP2 und TP3 in

Kessel 1 (oben) und Kessel 2 (unten) unter Volllastbedingungen (Tor1 bis Tor3 =

TP1 bis TP3) ............................................................................................................................. 20

Abbildung 8: Mittelwerte der NOx-Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1

und Kessel 2, sowie der Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen

Emissionen, rote Linie entspricht dem Grenzwert der 1. BImSchV für die Typprüfung

(Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3) ................................................................................................. 21

Abbildung 9: Mittelwerte der Gesamtstaubemissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in

Kessel 1 und Kessel 2 (vor Elektrofilter), sowie der Schwankungsbreiten der bei den

Versuchen gemessenen Emissionen, rote Linie entspricht dem Grenzwert der

1. BImSchV (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3) ............................................................................. 22

Abbildung 10: Abhängigkeit der Gesamtstaubemissionen zum

Brennstoffindex (K+Na+S+Cl+Pb+Zn) in den Volllastversuchen ......................................... 23

Abbildung 11: Mittelwerte der SO2-Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in

Kessel 1 und Kessel 2, sowie der Schwankungsbreiten der bei den Versuchen

gemessenen Emissionen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)....................................................... 24

Abbildung 12: Mittelwerte der HCl Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in

Kessel 1 und Kessel 2, sowie der Schwankungsbreiten der bei den Versuchen

gemessenen Emissionen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)....................................................... 25

Abbildung 13: Feuerraumasche und Feinstaubzusammensetzung Kessel 1, Volllast (Tor3=TP3) ...... 26

Abbildung 14: Vergleich der Kesselauslastung (Oben), Kesselvorlauftemperaturen (Mitte) und

Emissionen (Unten) (Tor1=TP1) .............................................................................................. 30

Abbildung 15: Links: hintere Ansicht der Laborvergasers mit Gasdosierung und Abgasstrecke,

rechts: vordere Ansicht des Laborvergasers mit Vorwärmung und Reaktor ....................... 33


90

Abbildung 16: Verlauf der Reaktormodul-Waage, des Produktgas- und

Vergasungsmittelvolumenstroms beim Versuch mit Holzpellets ......................................... 35

Abbildung 17: Temperaturprofil im Reaktor beim Versuch mit torrefizierten Holzpellets (275 °C) ......... 35

Abbildung 18: Permanentgaszusammensetzung Reaktorabgas beim Versuch mit torrefizierten

Holzpellets (275 °C) ................................................................................................................ 36

Abbildung 19: Permanentgaszusammensetzung im Reaktorabgas beim Versuch mit ENplus-

Holzpellets ................................................................................................................................ 37

Abbildung 20: Prozess- und Temperaturverlauf Burkhardt-Vergasungssystem......................................... 39

Abbildung 21: Aufbau Pilotanlage V2.30 ...................................................................................................... 40

Abbildung 22: Verschlackung im Reaktor ..................................................................................................... 42

Abbildung 23: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte 305A (TP3) ..................................................... 43

Abbildung 24: Verlauf der Gaszusammensetzung ....................................................................................... 43

Abbildung 25: Schematische Darstellung vom Vergaser V3.90 (Oben) und BHKW ECO165HG

(Unten) ...................................................................................................................................... 45

Abbildung 27: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte TP1 ................................................................. 47

Abbildung 28: Verlauf der Gaszusammensetzung bei Sorte TP1 ............................................................... 48

Abbildung 29: Verlauf von Leistung-Massen-Druck bei Sorte TP1.............................................................. 49

Abbildung 30: Ansicht in den Reaktor beim Ausräumen (mittig liegende Schlackebrocken) TP1............ 50




Abbildung 34: Ansicht in den Reaktor beim Ausräumen (mittig liegende Schlackebrocken) TP2............ 52




Abbildung 38: Möglichkeiten einer Energiebereitstellung aus Biomasse (Quelle: Eltrop u. a. 2014:

S. 16) ........................................................................................................................................ 57

Abbildung 39: Konversionspfade zur Erzeugung von Energie aus torrefizierten und nicht-

torrefzierten Holzpellets .......................................................................................................... 58

Abbildung 40: Prozesskette des Gesamtsystems „Torrefizierte Holzpellets“ ............................................ 59

Abbildung 41: Prozesskette des Gesamtsystems "Holzpellets" .................................................................. 59

Abbildung 42 Methodischer Ansatz nach DIN ISO 14044 ISO 14044 o. J. ............................................... 60

Abbildung 43 Bilanzgrenzen der Verbrennungsprozesse............................................................................. 61

Abbildung 44 Bilanzgrenzen der Vergasungsprozesse ................................................................................ 61

Abbildung 45: Spezifische THG-Emissionen der Biomasseverbrennungsanlage (Kessel 2) in gCO2-

Äq. je MJ Wärme ...................................................................................................................... 65

Abbildung 46 spezifische THG-Emissionen der Biomassevergasungsanlagen in gCO2-Äq. je kWh

Strom ........................................................................................................................................ 66

Abbildung 47: spezifische versauernd wirkende Emissionen der Verbrennungsprozesse in

Kessel 2 unter Teil- und Volllast in gSO2-Äq./MJ Wärme ...................................................... 67

Abbildung 48 spezifische versauernd wirkende Emissionen der Vergasungsprozesse in gSO2-

Äq./kWh Strom ......................................................................................................................... 68


91

Abbildung 49: Berechnung der mittleren Kraftstoff-, Strom- und Wärmegestehungskosten (LCOE)

Zeymer u. a. 2013 ................................................................................................................... 69

Abbildung 50: Sensitivitätsanalyse Wärmegestehungskosten Verbrennung ............................................. 72

Abbildung 51: Durchschnittliche Energiegestehungskosten (eigene Berechnungen) .............................. 75

Abbildung 52: Sensitivitätsanalyse Stromgestehungskosten Holzvergasung ............................................ 77

Abbildung 53: Roadmap Kleinfeuerungsanlagen für den Einsatz torrefizierter Holzpellets ..................... 83

Abbildung 54: Roadmap Kleinvergasungsanlagen für den Einsatz torrefizierter Holzpellets ................... 83

Abbildung 55: Akteure für die Umsetzung der Roadmaps Torrefizierte Holzpellets in

Kleinfeuerungs- und Kleinvergasungsanlagen ...................................................................... 84

Abbildung 56: Vergleich der Eigenschaften unterschiedlicher Holzbrennstoffe (Quelle: SECTOR) .......... 98

Tabellenverzeichnis

92

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Analyse der verwendeten Versuchsbrennstoffe im Vergleich zur DIN EN ISO 17225-2

A1 und dem Entwurf zur ISO/TS 17225-8 TW1 Alakangas und Englisch 2014; o. A.

2014b ......................................................................................................................................... 7

Tabelle 2: Darstellung der relevanten Brennstoffindizes für die verwendeten Brennstoffe .................. 8

Tabelle 3: Messgrößen, -bereiche und -fehler des FTIR-Gasanalysators Typ CX-4000 ........................ 11

Tabelle 4: Versuchsmatrix für die Voll- (VL) und Teillastversuche (TL) an Kessel 1 und 2 .................. 13

Tabelle 5: Definition der Zeitpunkte, Bedingungen und nächsten Prozessschritte für den

Versuchsablauf mit dem Referenzlastzyklus Heckmann 2010 ........................................... 13

Tabelle 6: Wirkungsgrad von Kessel 1 und 2 für die Volllast- und Teillastversuche ............................ 27

Tabelle 7: Analyse der Feuerraumasche aus der Verbrennung von TP3 in Kessel 2 unter

Volllastbedingungen nach DüMV o. A. 2012 ......................................................................... 28

Tabelle 8: Bilanzkenngrößen für Kessel 1 nach Methodenhandbuch .................................................. 29

Tabelle 9: Bilanzkenngrößen für Kessel 2 nach Methodenhandbuch .................................................. 29

Tabelle 10: Ergebnisse aus den Lastwechselversuchen mit HP3 und TP1 in Kessel 3 ......................... 31

Tabelle 11: Messtechnik der Pilotanlage V2.30 .......................................................................................... 40

Tabelle 12: Vergleich Brennstoffparameter ................................................................................................. 41

Tabelle 13: Vergleich Mindestluftbedarf....................................................................................................... 41

Tabelle 14: Energiebilanz Holzvergasung nach Methodenhandbuch ........................................................ 55

Tabelle 15: Wirkungsgrade Holzvergasung nach Methodenhandbuch ...................................................... 55

Tabelle 16: Massenbilanz Holzvergasung nach Methodenhandbuch ........................................................ 56

Tabelle 17 Annahmen für den Prozess des Pelletieren der konventionellen Pellets (HP) ........................ 62

Tabelle 18 Annahmen für den Prozess des Pelletieren/Torrefizieren der torrefizierten Pellets (TP) ....... 62

Tabelle 19 Erzeugungsmix des öffentlichen Kraftwerksparks nach Energieträger 2013 (Thrän u. a.

2013a) ...................................................................................................................................... 63

Tabelle 20 Berechnung der Gutschrift für die Nutzung der BHKW-Abwärme (Thrän u. a. 2013b) .......... 63

Tabelle 21: Kennzahlen für die Verbrennung ............................................................................................... 69

Tabelle 22: Investitionskosten der Anlagenkonzepte .................................................................................. 70

Tabelle 23: Wärmegestehungskosten (netto) .............................................................................................. 70

Tabelle 24: Wärmegestehungskosten (brutto) ............................................................................................. 71

Tabelle 25: Ableitung der THG-Emissionen von Kessel 1 (Guntamatic Powercorn 30) ............................ 73

Tabelle 26: Berechnung der spezifischen CO2-Vermeidungskosten (Verbrennung, Wärme) .................... 74

Tabelle 27: Brennstoffbezogene Vergasungsparameter (HP – Enplus A1 Holzpellets, TP1 –

torr. Holzpellets 275 °C, TP2 – torr. Holzpellets 290 °C, TP3 –

torr. Holzpellets 305 °C) ........................................................................................................ 74

Tabelle 28: Durchschnittliche Energiegestehungskosten (eigene Berechnungen) ................................... 76

Tabelle 29: Berechnung der spezifischen CO2-Vermeidungskosten (Vergasung, Strom) ......................... 78

Tabelle 30: Gegenüberstellung der Eigenschaften der Versuchsbrennstoffe zur

DIN EN ISO 17335-2 und dem Entwurf zur DIN EN ISO 17225-8 TW1 ............................... 79

Tabellenverzeichnis

93

Tabelle 31: Emissionsverhalten und Wirkungsgrade unter Voll- und Teillast bei Einsatz der

Brennstoffe in Feuerungsanlagen .......................................................................................... 80

Tabelle 32: CO- und NOx-Emissionen beim kommerziellen Holzvergaser (Abgasmessung vor

Katalysator) .............................................................................................................................. 81

Tabelle 33: Prozesscharakteristika der eingesetzten Brennstoffe an den verschiedenen Anlagen ........ 82

Tabelle 34: Ausgewählte Anlagen zur Biomassetorrefizierung in Anrainerstaaten (Anlagen

arbeiten i.d.R. nicht im kontinuierlichem Betrieb, teilweise ist die Bau- oder die

Inbetriebnahmephase noch nicht abgeschlossen; viele werden als Pilot- bzw.

Demonstrationsanlage installiert) .......................................................................................... 99

Literaturverzeichnis

94


Alakangas, E.; Englisch, M. (2014): Graded thermally and densified biomass fuels Development of the

ISO 17225-8 standard. Nr. Deliverable No. D8.3. sector project.

Biedermann, F.; Brunner, T.; Mandl, C.; Obernberger, I.; Kanzian, W.; Feldmeier, S.; Schwabl, M.;

Hartmann, H.; Turpwski, P.; Rist, E.; Schön, C. (2014): Executive summary of: „Combustion

behaviour of torrefied pellets in pellet boilers and corrosion load on chimneys.“ and

„Combustion screening of three pellet boiler technologies and fuel assessment trials.“ sector

project Nr. Deliverable No. D7.3 and 7.4.

Boström, D.; Skoglund, N.; Grimm, A.; Boman, C.; Öhman, M.; Broström, M.; Backman, R. (2012): Ash

Transformation Chemistry during Combustion of Biomass. In: Energy & Fuels. Bd. 26 (Nr. 1).

S. 85–93. doi: 10.1021/ef201205b. ISSN 0887-0624.

Ecoinvent v2.1 (2009): Ecoinvent v2.1 for umberto 5.5, Swiss centre for life cycle inventories.

Eltrop, L.; Härdtlein, M.; Jenssen, T.; Özdemir, E.D.; Henßler, M.; Kruck, C. (2014): Grundlagen und

Planung von Bioenergieprojekten. Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR) (Hrsg.):

Druckerei Weidner. Rostock.

Fisher, E.M.; Dupont, C.; Darvell, L.I.; Commandré, J.-M.; Saddawi, A.; Jones, J.M.; Grateau, M.; Nocquet,

T.; Salvador, S. (2012): Combustion and gasification characteristics of chars from raw and

torrefied biomass. In: Bioresource Technology. Bd. 119. S. 157–165. doi:

10.1016/j.biortech.2012.05.109. ISSN 0960-8524.

Glarborg, P. (2007): Hidden interactions—Trace species governing combustion and emissions. In:

Proceedings of the Combustion Institute. Bd. 31 (Nr. 1). S. 77–98. doi:

10.1016/j.proci.2006.08.119. ISSN 1540-7489.

Good, J.; Nussbaumer, T.; Delcarte, J.; Schenkel, Y. (2006): Determination of the Efficiencies of

Automatic Biomass Combustion Plants. Nr. Final report on behalf of International Energy

Agency, IEA Task 32.

Guinee, J.B. (2001): Life cycle assessment; an operational guide to the ISO standards -- Part 3 --

Scientific Background. In: Cml.

Heckmann, M. (2010): Leitfaden zur Bestimmung von Jahresnormnutzungsgrad und

Jahresnormemissionsfaktoren am Prüfstand. BIOENERGY 2020+ GmbH Schriftenreihe

28a/2011.

Heckmann, M.; Friedl, G.; Schwarz, M.; Rossmann, P.; Hartmann, H.; Baumgartner, H.; Lasselsberger, L.;

Themessl, A. (2010): Bestimmung von Jahresnutzungsgrad und Emissionsfaktoren von

Biomasse-Kleinfeuerungen am Prüfstand. Nr. BIOENERGY 2020+ GmbH Schriftenreihe

28a/2011.

Icha, P. (2015): Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid- Emissionen des deutschen Strommix in den

Jahren 1990 bis 2014. Umweltbundesamt.

Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg (IFEU) (o. J.): BIOGRACE II; Harmonised

calculations of greenhouse gas (GHG) emissions for electricity, heat and cooling from biomass

throughout the European Union. Abgerufen am 09.10.2015 von

http://www.biograce.net/biograce2/


95

IPCC (2001): Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.

ISO 14040 (o. J.): Umweltmanagement - Ökobilanz - Grundsätze und Rahmenbedingungen (ISO

14040:2006), Deutsche und Englische Fassung EN ISO 14040:2006, 10/2006.

ISO 14044 (o. J.): Umweltmanagement - Ökobilanz - Anforderungen und Anleitungen (ISO 14044:2006),

Deutsche und Englische Fassung EN ISO 14044:2006, 10/2006.

Khalil, R.A.; Bach, Q.-V.; Skreiberg, Ø.; Tran, K.-Q. (2013): Performance of a Residential Pellet

Combustor Operating on Raw and Torrefied Spruce and Spruce-Derived Residues. In: Energy &

Fuels. Bd. 27 (Nr. 8). S. 4760–4769. doi: 10.1021/ef400595f. ISSN 0887-0624.

Mani, S. (2009): Integrating biomass torrefaction with thermo-chemical conversion processes. In:

Proceedings of the Annual Meeting of AIChE, Nashville, TN.

Michel, J.B.; Mahmed, C.; Ropp, J.; Richard, J.; Sattler, M.; Schmid, M. (o. J.): COMBUSTION EVALUATION

OF TORREFIED WOOD PELLETS ON A 50 KWTH BOILER. In: Transport. Bd. 62 (Nr. 54). S. 42.

o. A. (2002): DIN EN 13284-1: Emissionen aus stationären Quellen - Ermittlung der

Staubmassenkonzentration bei geringen Staubkonzentrationen - Teil 1: Manuelles

gravimetrisches Verfahren.

o. A. (2006): VDI 2066 Blatt 1: Messen von Partikeln - Staubmessungen in strömenden Gasen -

Gravimetrische Bestimmung der Staubbeladung.

o. A. (2012): DüMV - Verordnung über das Inverkehrbringen von Düngemitteln, Bodenhilfsstoffen,

Kultursubstraten und Pflanzenhilfsmitteln.

o. A. (2014a): DIN EN ISO 17225-1: Solid biofuels - Fuel specifications and classes - Part 1: General

requirements.

o. A. (2014b): DIN EN ISO 17225-2: Solid biofuels - Fuel specifications and classes - Part 2: Graded

wood pellets.

Obernberger, I.; Brunner, T.; Bärnthaler, G. (2006): Chemical properties of solid biofuels—significance

and impact. In: Biomass and Bioenergy. Bd. 30 (Nr. 11). S. 973–982. doi:

10.1016/j.biombioe.2006.06.011. ISSN 0961-9534.

Öko-Institut (2011): Globales Emissions.Modell Integrierter Systeme (GEMIS).

Sommersacher, P.; Brunner, T.; Obernberger, I. (2011): Fuel indexes: A novel method for the evaluation

of relevant combustion properties of new biomass fuels. In: Energy & Fuels. Bd. 26 (Nr. 1).

S. 380–390.

Sridhar, G.; Subbukrishna, D.N.; Sridhar, H.V.; Dasappa, S.; Paul, P.J.; Mukunda, H.S. (2007):

Torrefaction of bamboo. In: 15th European Biomass Conference Paper and Exhibition, Berlin,

Gremany. S. 7–11.

Thrän, D.; Adler, P.; Brosowski, A.; Fischer, E.; Herrmann, A.; Majer, S.; Oehmichen, K.; Pfeiffer, D.;

Schmersahl, R.; Schröder, T.; Stecher, K.; Stinner, W.; Zeller, V.; Zeymer, M.; Ciroth, A.;

Zschunke, T.; Fritsche, U.; Hennenberg, K.; Gödeke, K. (2013a): Methodenhandbuch:

Stoffstromorientierte Bilanzierung der Klimagaseffekte - Methoden zur Bestimmung von

Technologiekennwerten, Gestehungskosten und Klimagaseffekten von Vorhaben im Rahmen

des BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“. Thrän, D.; Pfeiffer, D. (Hrsg.): 4.

Aufl. Fischer Druck. Leipzig.


96

– (2013b): Methodenhandbuch: Stoffstromorientierte Bilanzierung der Klimagaseffekte - Methoden zur

Bestimmung von Technologiekennwerten, Gestehungskosten und Klimagaseffekten von

Vorhaben im Rahmen des BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“. Thrän, D.;

Pfeiffer, D. (Hrsg.): 4. Aufl. Fischer Druck. Leipzig.

Wilhelm, Roland; Hiller, Andreas (2006): Einsatz von Biomassevergasungsanlagen in einem virtuellen

Kraftwerksverbund - Google-Suche. In:

Zeymer, M.; Herrmann, A.; Oehmichen, K.; Schneider, R.; Heidecke, P.; He, L.; Volz, F. (2013): Die

kleintechnische Biomassevergasung als Option für eine nachhaltige und dezentrale

Energieversorgung. Nr. DBFZ Report Nr. 18. Leipzig.

Anlagen/Anhang

97

A 1 Anlage Erfolgskontrollbericht

A 1.1 Erzielter Beitrag zu den förderpolitischen Zielen

A 1.2 Ergebniszusammenfassung

Im Bereich der Verbrennung von torrefizierten Holzpellets ist eine geringfügig erhöhte Verschlackungs-

neigung zu beobachten. Das Emissionsverhalten bei der Verbrennung ist stark abhängig vom Kessel

(insbesondere der Feuerraumgeometrie) in dem die Verbrennung abläuft.

Bei der Vergasung von torrefizierten Holzpellets stellt sich im Reaktor ein erhöhter Vergaserkoks-Aufbau

im Reaktor ein, der zur Betriebsstörungen führen kann. Weiterhin konnte ein schlechteres Anzünd-

verhalten und ein höhere Verschlackungsneigung im Vergleich zu ENplus-Pellets festgestellt werden.

Die Bildung von Verschlackungsagglomeraten kann zu Betriebsstörungen führen.

Die technische Analyse im Projekt zeigt, dass ein lastflexibler Betrieb mit torrefizierten Holzpellets in der

kleintechnischen Verbrennung und Vergasung möglich ist, aber auch aufgrund der schlechten

Wirtschaftlichkeit (ökonomische Analyse) nicht realisiert wird. In Bezug auf die Treibhausgas-

vermeidungskosten schneiden die torrefizierten Holzpellets (835 bis 848 €/tCO2-Äq) im Vergleich zu den

ENplus-Holzpellets (1184 €/tCO2-Äq) etwas besser ab.

Das wesentliche Ergebnis der generierten Roadmap zur Markteinführung thermo-chemisch behandelter

Brennstoffe ist, dass die gesetzlichen und politischen Rahmenbedingungen besser auf einander

abgestimmt werden müssen, um die Chancen für einen Markteintritt dieser Brennstoffe zu erhöhen.

A 1.3 Verwertungsplanfortschreibung

A 1.4 Ungelöste Arbeiten

Im Rahmen des Projektes konnten im Bereich der Verbrennung von torrefizierten Brennstoffen keine

Zusammenhänge zwischen Torrefizierungsgrad und Emissionsverhalten festgestellt werden, hier sind

weitergehenden Untersuchungen notwendig. Dabei zu beachten ist die Kesselgeometrie. Weiterhin

konnte im Bereich der Vergasung von torrefizierten Brennstoffen die erhöhte Bildung von Vergaserkoks

im Reaktor, die Verschlackungsneigung und Zusammenhänge zwischen Torrefizierungsgrad und

Betriebsbedingungen bzw. Bildung teerartiger Produkte nicht abschließend geklärt werden. Hier sind

noch weitergehende Arbeiten zur Optimierung von Betriebsbedingungen (insbesondere der

Betriebstemperatur) und der Reaktorgeometrie im Bereich der Pyrolyse der Vergasungsanlagen

notwendig.

A 1.5 Präsentationsmöglichkeiten für mögliche Nutzer

Anlagen/Anhang

98

A 2 Anhang Endbericht

A 2.1 Stand von Wissenschaft und Technik

Herstellung und Marktsituation torrefizierter Pellets

Unter Torrefizierung versteht man die Erhitzung von Biomasse unter Luftabschluss auf eine Temperatur

zwischen 200 bis 320°C über einen begrenzten Zeitraum, der je nach Verfahren variiert. Unter der

Voraussetzung, dass der Torrefizierungsprozess mit Wärmerückgewinnung und Wiedereinbringung der

Wärme in den Prozess durchgeführt wird, kann maximal 90 % der in den Prozess eingebrachten

Bioenergie (bezogen auf den Heizwert des Energieträgers) in Form von torrefizierten Pellets zur

Verfügung gestellt werden. Auf diese Weise kann die Energieeffizienz der gesamten

Wertschöpfungskette durch die Torrefizierung der Biomasse erhöht werden. Parallel dazu werden der

CO2-Ausstoß und die Kosten der Brennstoffbereitstellung gegenüber Referenzsystemen vermindert.

Abbildung 55: Vergleich der Eigenschaften unterschiedlicher Holzbrennstoffe (Quelle: SECTOR)

Weltweit werden unterschiedliche Ansätze der Technologieentwicklung verfolgt, die auch die

Brennstoffeigenschaften der torrefizierten Biomasse bestimmen. Welches Verfahren und welche

Prozessbedingungen im Torrefizierungsreaktor (u.a. Zerkleinerungsgrad des Rohmaterials, Druck,

Temperatur, Verweilzeit etc.) die bestmöglichen Voraussetzungen für eine effektive

Brennstoffbereitstellung bieten, wird derzeit untersucht. Dabei werden auch die Flexibilität des

Rohstoffeinsatzes und der Aufwand zur Kompaktierung der torrefizierten Biomasse (Pellets, Briketts)

darüber mitentscheiden, welche Prozesstechnologie sich am Markt mittelfristig durchsetzen wird. Es ist

derzeit durchaus vorstellbar, dass hier unterschiedliche Brennstofftypen für verschiedene

Konversionspfade (vom Einsatz in Kohlekraftwerken bis zum Einsatz in Kleinfeuerungsanlagen)

optimale Voraussetzungen bieten.

Holzhack-

schnitzel

Holzpellets Torrefizierte

Holzpellets

Holzkohle Kohle

Wassergehalt (Gew.-%) 30 - 55 7 - 10 1 - 5 1 – 5 10 - 15

Heizwert (MJ/kg) 7 - 12 15 - 17 18 - 24 30 – 32 23 - 28

Flüchtige Bestandteile

(Gew.-% TM)

75 - 84 70 - 75 55 - 65 10 – 12 15 - 30

C-Gehalt (Gew.-% TM) 16 - 25 20 - 25 22 - 35 85 – 87 50 - 55

Schüttdichte (kg/l) 0,20 – 0,25 0,55 – 0,65 0,65 – 0,80 0.18 – 0,24 0,80 – 0,85

Energiedichte (GJ/m3) 4,5 – 6,0 8 - 11 15 - 19 6,0 – 6,4 18 - 24

Hygroskopische

Eigenschaften

hydrophil hydrophil moderat

hydrophob

hydrophob hydrophob

Biologische

Abbaubarkeit

schnell verzögert langsam keine keine

Mahleigenschaften Spezial, hoher

Energieaufwand

Spezial, hoher

Energieaufwand

Standard Standard Standard

Produkthomogenität limitiert hoch hoch moderat hoch

Transportkosten hoch medium niedrig medium niedrig

Anlagen/Anhang

99

Die größte Herausforderung liegt derzeit jedoch in der Produktion nennenswerter Mengen torrefizierter

Pellets mit homogenen Brennstoffeigenschaften, mit denen längere Testreihen in verschiedenen

Konversionsanlagen, über längere Zeiträume und unterschiedlichen saisonalen Rahmenbedingungen

gefahren werden können. Einige der derzeit in Europa und Nordamerika in der Entwicklung befindlichen

Verfahren stehen kurz vor der Markteinführung. Aufgrund der bestehenden Rahmenbedingungen ist in

Deutschland das Interesse an der Technologieentwicklung mitzuwirken bisher gering, weshalb es

derzeit auch keinen deutschen Produzenten torrefizierter Pellets gibt. Die folgende Standortlistung

bekannter Produktionsstätten bezieht sich deshalb auf Anrainerstaaten Deutschlands (Tabelle 34).

Tabelle 34: Ausgewählte Anlagen zur Biomassetorrefizierung in Anrainerstaaten (Anlagen arbeiten i.d.R. nicht im

kontinuierlichem Betrieb, teilweise ist die Bau- oder die Inbetriebnahmephase noch nicht abgeschlossen; viele

werden als Pilot- bzw. Demonstrationsanlage installiert)

Standort Land Projektentwickler/

Betreiber

Technologieentwickler Produktions-

kapazität [t/a]

Frohnleiten AT EBES AG Andritz 10.000

Amel BL 4EnergieInvest/

Renogen

Stramproy Green 38.000

Dilsen-Stokkem BL Torr-Coal B.V. Topell Energy B.V (NL) 35.000

Sdr. Stenderup DK Andritz ECN 10.000

Laval de Cere FR Pechiney 12.000

Mazingarbe FR LMK energie Thermya /Areva 20.000

Sofiproteol Venette FR BioTfuel Thyssen Krupp Uhde GmbH

Coevorden E-Park NL Eclair-E Thenergo 75.000

Delfzijl NL Vattenfall/Nuon ECN 20.000

Den Helder NL Biolake B.V. ATO 5.000

Duiven NL Topell Energy B.V. Trorftech Inc 60.000

Pekela NL FoxCoal B.V. Biolake 35.000

Petten NL ECN ECN

Steenwijk NL Stramproy Green Stramproy Green 45.000

Winschoten NL FoxCoal B.V. 35.000

Nutzung von torrefizierten Biomassepellets in Verbrennungsanlagen

Neben der großtechnischen Nutzung im Rahmen der Co-Verbrennung und Co-Vergasung sind

torrefizierte Biomassepellets eine interessante Alternative bei der Monoverbrennung im kleinen und

mittleren Leistungsbereich. Die Pellets können zum Teil die ungünstigen Abbrand- und

Emissionseigenschaften positiv beeinflussen und die Effizienz des Gesamtprozesses verbessern.

Bisherige Laboruntersuchungen zeigen, dass der Anteil an flüchtigen Bestandteilen reduziert und das

H/C- bzw. O/C-Verhältnis gesteigert werden kann. Dadurch weist der erzeugte Brennstoff eine deutlich

niedrigere Pyrolyserate auf, die bei der Verbrennung zu stabileren thermischen Betriebsbedingungen

führt und deutlich höhere Wärmemengen während der ablaufenden Reaktionen freigesetzt werden

Anlagen/Anhang

100

Fisher u. a. 2012; Mani 2009. Dem gegenüber kann die Aufkonzentrierung problematischer

Inhaltsstoffe, z. B. Kalium, Silizium etc., zu einer Erhöhung des Aschegehaltes und der Verschlackungs-

neigung führen Sridhar u. a. 2007. Bisherige Untersuchungen an einer 50 kW Kleinfeuerungsanlage,

die mit torrefizierten Pappel-Hackschnitzeln und Holzpellets betrieben wurde, zeigen eine deutliche

Senkung von Staub- und Stickoxidemissionen bei einer gleichzeitigen Steigerung des Wirkungsgrades

Michel u. a. o. J.. In diesem Zusammenhang fehlen jedoch Informationen zum Einfluss des

Torrefizierungsgrades auf den Konversionsprozess hinsichtlich Effizienz und Feinstaubemissionen. Eine

umfassende wissenschaftliche Bewertung der Monoverbrennung erfolgte bisher nicht. Im Rahmen des

SECTOR-Projektes soll die generelle Nutzungsmöglichkeit torrefizierter Biomassen unter Einbeziehung

von Nachhaltigkeitsaspekten untersucht werden. Bis dato sind jedoch dazu noch keine Ergebnisse aus

den Arbeitspaketen des Projekts veröffentlicht wurden. Eine Betrachtung der Flexibilisierung der

Energiebereitstellung für torrefizierte Biomassen wird in diesem Projekt inhaltlich nicht bearbeitet. Eine

Validierung der Ergebnisse auf weitere am Markt verfügbare Feuerungssysteme und Holzrohstoffe

erfolgte bisher ebenfalls nicht. Die Datengrundlage zur Bewertung von torrefizierten Brennstoffen in

Feuerungsanlagen kleiner und mittlerer Leistungsklassen ist momentan nicht zufriedenstellend, um

eine fundierte Bewertung der Einsatzmöglichkeit vornehmen zu können.

Nutzung von torrefizierten Biomassepellets in Vergasungsanlagen

Biomassevergasungsanlagen bieten die Möglichkeit der flexiblen und bedarfsgerechten

Energiebereitstellung. Besonders im kleinen Leistungsbereich, d.h. bei dezentralen Anwendungen,

besteht ein hohes Potenzial. Verschiedene Arbeiten zeigen u.a. Wilhelm, Roland und Hiller, Andreas

2006, dass Biomassevergasungsanlagen in der Lage sind, durch Veränderung des Arbeitspunktes von

Nennlast zu Teil- oder Minimallast auf Netzschwankungen zu reagieren. Der bedarfsgerechte Einsatz

der bisher bereitgestellten Energie entspricht derzeit nicht dem Stand der Technik, sondern wird durch

verstärkte Forschungsaktivitäten bestimmt. Neben der Flexibilität des Lastverhaltens von

Biomassevergasungsanlagen kann auch der Brennstoff flexibel eingesetzt werden. Derzeit werden Holz

und holzartige Reststoffe eingesetzt, aber auch durch die Torrefizierung von land- und

forstwirtschaftlichen Reststoffen könnte ein homogener Brennstoff bereitgestellt werden, der

günstigere Vergasungseigenschaften besitzt und zur Flexibilisierung der Biomassevergasung beiträgt.

Derzeit gehört die Anwendung von torrefizierter Biomasse als Brennstoff nicht zum Standardbetrieb

einer Vergasungsanlage, da das Vergasungsverhalten noch nicht vollständig bekannt ist.

Problembeschreibung

Die aktuellen gesetzlichen Rahmenbedingungen in Deutschland (EEG, Debatte zur Mitverbrennung)

bieten kaum kommerzielle Anreize für Industrie und KMU den innovativen Brennstoff torrefizierte

Biomassepellets einzusetzen. Deshalb gibt es bisher keine nennenswerten Beteiligungen an

Produktionsstätten von torrefiziertem Material in Deutschland. Dagegen haben andere europäische

Staaten (u. a. NL, AT, FR, ES, GR, SE, DK) und Länder wie die USA und Kanada in den vergangenen

Jahren bei der Entwicklung der Technologie einen Vorsprung erzielt und kämpfen seither um die

Marktführerschaft. Die ersten marktreifen Anlagen dürften kurzfristig verfügbar sein. Bei deren

Entwicklung waren zum Teil deutsche Industrieunternehmen beteiligt.

Aufgrund der verbesserten Lager-, Transport- und Mahleigenschaften im Vergleich zu naturbelassener

Biomasse wird die Mitverbrennung der torrefizierten Biomasse in Kohlekraftwerken angestrebt. Die

Kohlekraftwerke stellen damit den wichtigsten Absatzmarkt dar.

Aufgrund der begrenzten Ressourcen biogener Roh- und Reststoffe zur energetischen Nutzung kann die

Substitution fossiler Brennstoffe in Konversionsanlagen mit ineffizienten Wirkungsgraden (ca. 40%) und

geringer Flexibilität nicht als eine nachhaltige Option verstanden werden. Daher sind alternative

Anlagen/Anhang

101

Verwertungspfade mit höherer marktwirtschaftlicher sowie gesellschaftlicher Wertschöpfung zu

untersuchen und zu etablieren.

Anlagen/Anhang

102

A 2.2 Abgasmessstrecke

Abbildung A 1: Abgasmessstrecke an den untersuchten Kesselanlagen

Tabelle A 1: Messstellenbelegung der Abgasmessstrecke

Messstelle Belegung

1a Sonde FTIR

1b Prandtlrohr für Staubdruckaufzeichnung

2 Thermoelement für Aufzeichnung Abgastemperatur

3 Thermoelement iTES

4 Prandtlrohr iTES

5 Sonde FID

2 1/2" Öffnung Staubsonde "B"

Anlagen/Anhang

103

A 2.3 Daten Volllastversuche

Tabelle A 2: Daten der Vollastversuche

CO NOx SO2 HCl Gesamt-C Gesamtstaub

mg/m³, i.N., tr. 13 Vol.-% O2

HP1 (Kessel 1)

Mittelwert 57 142 0 7 0 27

Anzahl Werte 30 30 30 30 20 3

Standardabweichung 29,7 27,5 0,233 2,24 0,192 4,40

HP2 (Kessel 2)

Mittelwert 22 174 8 10 1 11

Anzahl Werte 13 13 13 13 13 3


TP1 (Kessel 1)

Mittelwert 15 290 15 3 0 26

Anzahl Werte 23 23 23 23 23 3


TP1 (Kessel 2)

Mittelwert 46 339 6 10 0 24

Anzahl Werte 13 13 13 13 13 3


TP2 (Kessel1)

Mittelwert 11 285 17 1 0 22

Anzahl Werte 20 20 20 20 20 3


TP2 (Kessel 2)

Mittelwert 16 333 7 5 0 23

Anzahl Werte 13 13 13 13 13 3


TP3 (Kessel 1)

Mittelwert 14 226 2 0 0 29

Anzahl Werte 18 18 18 18 18 3


TP3 (Kessel 2)

Mittelwert 6 271 6 17 0 19

Anzahl Werte 12 12 12 12 12 3


Anlagen/Anhang

104

A 2.4 Daten Teillastversuche

Tabelle A 3: Daten der Teillastversuche

CO NOx SO2 HCl Gesamt-C Gesamtstaub

mg/m³, i.N., tr. 13 Vol.-% O2

HP1 (Kessel 1)

Mittelwert 101 129 2 1 0 34

Anzahl Werte 22 22 22 22 22 3


HP2 (Kessel 2)

Mittelwert 156 207 3 4 0 21

Anzahl Werte 15 15 15 15 15 3


TP1 (Kessel 1)

Mittelwert 28 333 15 0 0 31

Anzahl Werte 22 22 22 22 22 3


TP1 (Kessel 2)

Mittelwert 137 412 8 3 1 33

Anzahl Werte 15 15 15 15 15 3


TP2 (Kessel 1)

Mittelwert 19 294 11 0 0 27

Anzahl Werte 19 19 19 19 19 3


TP2 (Kessel 2)

Mittelwert 82 335 4 0 0 25

Anzahl Werte 12 12 12 12 12 3


TP3 (Kessel 1)

Mittelwert 23 223 7 0 0 20

Anzahl Werte 21 21 21 21 21 3


TP3 (Kessel 2)

Mittelwert 471 246 1 5 0 32

Anzahl Werte 15 15 15 15 15 3


Anlagen/Anhang

105

A 2.5 Gesamt-C-Emissionen

Abbildung A 2: Darstellung der Mittelwerte der Gesamt-C-Emissionen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)

Anlagen/Anhang

106

A 2.6 Analysedaten Feuerraumasche aus Kessel 1 (Volllast)

Tabelle A 4: Analysedaten Feuerraumasche aus Kessel 1 (Volllast)

Parameter Einheit HP1 TP3

Al mg/kg wf 6430 16600

Ba mg/kg wf 964 1680

Pb mg/kg wf n.n. 39

Ca mg/kg wf 204000 211000

Cr mg/kg wf 112 509,0

Fe mg/kg wf 12700 35100,0

K mg/kg wf 133000 116000

Cu mg/kg wf 305,0 828,0

Li mg/kg wf 10,8 78

Mg mg/kg wf 52000 35900

Mn mg/kg wf 20100 9640,00

Mo mg/kg wf 9,01 32,4

Na mg/kg wf 3820 16600

Ni mg/kg wf 73,4 79

P mg/kg wf 33300 21300

Si mg/kg wf 68400 152000

Tl mg/kg wf n.n. n.n.

Ti mg/kg wf 486 2480,00

Zn mg/kg wf 1070 355

As mg/kg wf 4,15 15,000

Hg mg/kg wf n.n. n.n.

Cl- mg/kg wf 6050 210

NO2- mg/kg wf 31,7 6

NO3- mg/kg wf 148 89

PO42- mg/kg wf 1,33 43

SO42- mg/kg wf 23500 25300

Anlagen/Anhang

107

A 2.7 Bilanzkenngrößen nach Methodenhandbuch

Tabelle A 5: Bilanzkenngrößen für den Burkhardt Holzvergaser nach Methodenhandbuch

Input Holzvergaser Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3


Hi,Br Brennstoffheizwert kJ/kg 17.320 20.280 20.520 21.920

PFW Brennstoffleistung / FWL kW 544 642 625 652

PBez, HV Bezugsleistung kW 5,2 5,2 5,2 5,2


Output Holzvergaser Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3


Hi,Gas Gasheizwert kJ/kg 5.090 5.259 5.319 5.514


Pchem, Np chem. Leistung Bioenergieträger (Koks) kW 25,6 30,5 25,9 43,0

QN, HVW Wärmeleistung Heizwasser kW 82,0 84,1 81,6 80,7

QN, HVL Wärmeleistung Warmluft kW 11,0 11,2 10,9 10,3

PV, HV Verlustleistung kW 10,3 36,7 26,5 29,5


Input BHKW Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3


PBez, KM Bezugsleistung kW 2,4 2,4 2,4 2,4


Output BHKW Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3

Pel,KM Elektr. Nennleistung kW 165 179 176 182

QN, KM Wärmeleistung Heizwasser kW 190 206 202 209

PV, KM Verlustleistung kW 67 103 110 104


Prozessspezifische Kenngrößen Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3

ƞKg Kaltgaswirkungsgrad % 77,2 75,5 77,6 75,7

ƞel,KM elektr. Wirkungsgrad KM % 39,1 36,7 36,0 36,7

ƞth,KM therm. Wirkungsgrad KM % 45,0 42,2 41,5 42,3

ƞges, KM Gesamtwirkungsgrad KM % 84,1 78,9 77,5 79,0

Anlagen/Anhang

108

Allgemeine Kenngrößen Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3

ƞel,netto elektr. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 29,9 27,5 27,8 27,6

ƞchem,netto chem. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 4,6 4,7 4,1 6,5

ƞth,netto therm. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 51,3 46,4 46,6 45,6

ƞges,netto Gesamtanlagenwirkungsgrad (netto) % 85,9 78,6 78,5 79,7

Massenbilanz Holzvergaser Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3


mLu Luftmassenstrom kg/h 185 210 215 207

mi,ges Summe Input kg/h 298 324 325 314


mLuKok Koksmassenstrom kg/h 3,2 3,4 2,4 4,2

mo,ges Summe Output kg/h 300 335 331 326

- Differenz Input/Output kg/h -2,2 -11,1 -6,1 -12,2

- Differenz Input/Output i.B.z. Input % -0,74 -3,42 -1,89 -3,89

Gasparameter im feuchten Zustand Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3

CO Kohlenmonoxid Vol.-% 21,30 23,39 26,58 25,68

CO2 Kohlendioxid Vol.-% 9,30 6,68 6,65 6,41

H2 Wasserstoff Vol.-% 18,50 17,25 17,92 18,14

CH4 Methan Vol.-% 1,85 1,38 1,39 1,30

N2 Stickstoff Vol.-% 41,60 43,52 41,03 42,01

H2O Wasser Vol.-% 7,45 7,78 6,44 6,47

roh t Dichte trocken kg/m³ 1,078 1,078 1,072 1,068

roh f Dichte feucht kg/m³ 1,058 1,047 1,053 1,049

Hu,gasf Heizwert kJ/kg 5.090 5.259 5.319 5.514

kJ/Nm³ 5.380 5.587 5.665 5.837

Ho,gas Brennwert kJ/kg 5.495 5.677 5.742 5.952

kJ/Nm³ 5.808 6.031 6.115 6.301

Koksparameter Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3

Hu,ko f Heizwert kJ/kg 28.800 28.800 28.800 28.800

Documents

FlexiTorr – Flexibilisierung der Energiebereitstellung ... · Auf der 5. Statuskonferenz des BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“ am 14./15. November 2013 wurde