5 Technologische Struktur für den Einsatz erneuerbarer Energieträger

5.1 Umwandlung von Primär- in Sekundärenergie

5.1.1 Wasserkraft

Eine Wasserkraftanlage dient dazu, die potentielle Energie des Wassers nutzbar zu machen. Es soll die im strömenden Wasser enthaltene Energie in elektrischen Strom umgewandelt werden. Wasserräder machen zwischen 30 und 80% der Strömungsenergie des Wassers nutzbar. Heutige Wasserkraftanlagen erreichen einen Gesamtwirkungsgrad (berücksichtigt auch die Verluste in den Generatoren und den Getrieben) von 60 bis 75%. [18/S.62]

Wasserkraftanlagen können nach ihrer Fallhöhe unterteilt werden in Niederdruck-, Mitteldruck- und Hochdruckanlagen (Abbildung 5-1); zusätzlich kann zwischen Lauf- und Speicherwasserkraftanlagen unterschieden werden. Die Grenzen zwischen den unterschiedlichen Typen sind fließend daher gibt es in der Praxis eine Vielzahl von Kombinationen und Mischformen.

Abbildung 5-1 Systematik der Wasserkraftnutzung [15/S.300]

Die heute meist eingesetzten Pelton-, Francis- oder Kaplanturbine sind schon seit langem technisch weitgehend ausgereift. Sie nutzen sowohl den Wasserdruck als auch die Bewegungsenergie (kinetische Energie) des Wassers. Die Peltonturbine wird vorzugsweise bei großen Fallhöhen und kleinen Durchmessermengen eingesetzt. Francisturbinen eignen sich für einen breiten Einsatzbereich mit mittleren Durchmessermengen, während bei vergleichsweisen großen Durchflußmengen und geringen Fallhöhen Kaplanturbinen verwendet werden.

Heute ist die Wasserkraft die größte kommerziell genutzte regenerative Energiequelle der Welt. Mit Hilfe der Wasserkraft sind 18% der Stromproduktion des Jahres 1992 produziert worden. Das bisher größte Wasserkraftwerk der Welt steht an der Grenze zwischen Brasilien und Paraguay. Mit einer installierten Leistung von 10,5 GWel ist es das leistungsfähigste Kraftwerk der Welt. Es existieren aber auch Kleinwasseranlagen mit weniger als 100 kW elektrischer Leistung. [18/S.63]

Wasserkraft kann nicht nur Strom liefern, sondern auch Brennstoff. So ist es zum Beispiel möglich, mit dem erzeugten Strom Wasserstoff zu produzieren und diesen Wasserstoff in verschiedenen Formen in andere Länder zu transportieren. In Kanada und in Norwegen wird diese Form der Wasserkraftnutzung derzeit geprüft.

Wie alles, was der Mensch in großem Rahmen nutzt, bewegt und verändert, ist auch die großtechnische Umwandlung von Wasserkraft in elektrische Energie mit sozialen- und Umweltproblemen verknüpft. Daher gewinnt die Nutzung der Wasserkraft in kleinen Anlagen immer größere Bedeutung.

Die Kosten eines Wasserkraftwerkes hängen stark vom Standort und Anlagetyp ab. Die Preise für den erzeugten Strom bewegen sich zwischen 0,28 S/kWh bei Großanlagen und 5,6 S/kWh bei Kleinanlagen. Eine Wasserkraftanlage kann 50 bis 100 und mehr Jahre wirtschaftlich lohnend betrieben werden (ökonomische Lebensdauer). [18/S.64]

5.1.2 Windenergie

Mit Hilfe von Windkonvertern kann die in den strömenden Luftmassen enthaltene kinetische Energie nutzbar gemacht werden. Windkraftanlagen wandeln die Strömung von Luft in mechanische Kraft oder Strom um. Das machen sie mit Hilfe eines Rotors, der sich entweder, um eine waagrechte oder um eine senkrechte Achse dreht. Die Rotoren drehen um so schneller, je weniger Blätter sie haben; das verringert den Aufwand für Getriebe und Generator, spart Material und senkt die Kosten (Abbildung 5-2).

Abbildung 5-2 Leistungskennlinien von Windkraftanlagen unterschiedlicher Bauart [26/S.289]

Von den vielen unterschiedlichen Anlagenkonzepten sind derzeit fast ausschließlich Horizontalachsenkonverter für eine netzgekoppelte Stromerzeugung marktbestimmend. Dieses Anlagenkonzept ist mit seinem prinzipiellen Aufbau in Abbildung 5-3 dargestellt.

Abbildung 5-3 Schematische Darstellung eines typischen Horizontalachsenkonverters [15/S.238]

Die zweite Variante der Windkraftanlagen sind die mit senkrecht stehender Rotorachse. Diese Maschinen laufen schon bei geringen Windleistungen an, liefern aber eine schlechtere Energieausbeute (weniger als 20% der Windenergie). [18/S.72]

Die im Wind enthaltene Leistung ist keine konstante Größe, sondern hängt maßgeblich von der Geschwindigkeit der Windströmung ab. Die Windenergie nimmt entsprechend der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit zu. Aus diesem Grund ist die Standortwahl von entscheidender Bedeutung für die Effizienz dieser Anlagen. Je nach Windkraftanlagenbauart und -typ liegen die Anlaufgeschwindigkeiten im Bereich zwischen 3 und 5 m/s. Die maximale Generatorleistung wird je nach Windkraftanlagenbauart und -typ bei Windgeschwindigkeiten zwischen 10 und 14 m/s erreicht. [27/S.23]

In der EU wird in der Forschung und Entwicklung großer Wert auf Windkraftanlagen mit hoher Leistung - mehr als 750 kW - gelegt. Grund ist die hohe Bevölkerungsdichte in Europa, die es schwer macht, geeignete Aufstellflächen zu finden.

Die maximale Größe von konventionellen Windkraftanlagen liegt heute zwischen 500 und 800 kW. Als begrenzende Parameter gelten dabei Faktoren wie Gewicht (bzw. die damit verbundenen relativ hohen Herstellkosten) oder eine geeignete Leistungselektronik für den optimalen Einsatz bei einer variablen Rotordrehzahl. Vor diesem Hintergrund entwickelt die Fa. WINDTEC in Kooperation mit dem VERBUND im Rahmen eines Europäischen Forschungsprojektes eine 1,5 MW Windkraftanlage (Type WT 1566), die speziell auf die Anforderungen in Schwachwindgebieten abgestimmt ist. Diese Dreiblattanlage (Rotordurchmesser 51,5 m) mit horizontaler Achse verfügt über eine variable Rotordrehzahl und Blattverstellung, wodurch sie speziell im Teillastbereich bis 13 m/s mit optimalem Wirkungsgrad betrieben wird. Die Kombination aus elektrischer Drehmomentenregelung und Rotorblattverstellung erlaubt einen Betrieb der Anlage bei einer Windgeschwindigkeit von 13 bis zu 27 m/s mit konstanter Abgabeleistung. Ziel bei diesem Forschungsprojekt ist eine Reduktion der spezifischen Kosten durch Leichtbau, Optimierung der Leistungselektronik, die Verlängerung der Anlagelebensdauer und Realisierung eines kostenoptimierten Gleitbetonturms. [21/S.33,64]

Eine andere Möglichkeit wäre die Offshore-Montage, also das Aufstellen von Windkraftanlagen in flachen Gewässern vor den Küsten. Die Vorteile liegen auf der Hand: Der Wind weht durchschnittlich schneller und gleichmäßiger, die ästhetische und ökologische Beeinträchtigung ist deutlich geringer. Aufbauend auf verschiedenen Untersuchungen kommt eine Studie von Eurosolar auf ein unter ökonomischen Randbedingungen realisierbares Offshore-Potential von 10% des europäischen Stromverbrauchs. [18/S.77]

Experten erwarten sich bis zum Jahr 2050 einen Anstieg der Leistungsobergrenze auf 3 bis 5 MW pro Anlage, bei einem Rotordurchmesser von 100 Meter. [18/S.73]

Etwa 21.000 Windkraftanlagen produzierten 1991 weltweit ungefähr 11,16 PJ (3,1 TWh) Strom.

Windkraftanlagen sind im Vergleich zu anderen Systemen der Stromerzeugung aus Sonnenenergie mit Abstand kostengünstiger. Serienmäßig hergestellte Anlagen (um 500 kW) werden komplett zu spezifischen Preisen von 12.000 bis 15.000 Schilling/kW von der Industrie angeboten. [21/S.65]

Die Stromerzeugungskosten liegen für Großprojekte an idealen Standorten (Stand 1995) zwischen 1,3 und 2,6 Schilling/kWh. [27/S.26]

5.1.3 Niedertemperaturwärme

5.1.3.1 Solararchitektur und passive Solarenergienutzung

Heizen durch passive Nutzung von Sonnenenergie funktioniert nach dem Prinzip, daß Strahlungsenergie, die von außen auf das Gebäude fällt, gesammelt, gespeichert und in kontrollierter Weise genutzt wird. Als Sammler (Kollektor) dienen die Oberfläche des Gebäudes und die Innenflächen. Die Wände des Gebäudes und die Bauteile im Inneren dienen als Speichermasse, die die Energie aufnimmt und langsam wieder abgibt. Damit das richtig funktioniert, muß diese Speichermasse den Klimaverhältnissen angepaßt sein.

Passive Nutzung von Sonnenenergie ist im Grunde nichts anderes als eine den regionalen Klimabedingungen angepaßte Bauweise.

Voraussetzung für die Nutzung passiver Solarenergie ist eine wärmetechnisch effiziente Bauweise. Ein Maß für den Wärmeverlust ist der Wärmedurchgangskoeffizient, der sogenannte k-Wert. Je niedriger der k-Wert, desto weniger Wärme geht verloren. Überdurchschnittlich gut gedämmte Häuser mit einem Heizwärmebedarf von weniger als 252 MJ/m2 (70 kWh/m2) im Jahr nennt man Niedrigenergiehäuser. Der durchschnittliche Wärmebedarf liegt z.B. in Deutschland bei 220 und in Ostdeutschland bei 280 kWh/m2 im Jahr.

Niedrigenergiehäuser sollten so gebaut werden, daß das mathematische Verhältnis von Gebäudeoberfläche zu Innenvolumen möglichst klein ist. Will man aber das von Süden einfallende Sonnenlicht nutzen, kann es sinnvoll sein, die Südfassade zu vergrößern und möglichst viele Fenster nach Südosten bis Südwesten auszurichten. [18/S.96ff]

Die Verwendung von neuen, hochtransparenten, also durchsichtigen Dämm-Materalien macht es neuerdings möglich, nicht nur die Wärmeverluste von innen nach außen zu verringern, sondern einen Wärmefluß von außen nach innen in Gang zu setzen.

Die transparenten Dämmschichten (TWD) lassen etwa die Hälfte der auftreffenden Sonneneinstrahlung bis an die dahinterliegende, dunkel eingefärbte Wand durch. Die dort auftreffende Sonnenstrahlung wird im massiven Mauerwerk gespeichert und während der Nacht an die Räume abgegeben. Das transparente Material besteht aus Modulen von aneinandergeklebten Acrylglasröhrchen, die an der sonnenzugewandten Seite des Gebäudes montiert werden.

Diese Art der Wärmedämmung eignet sich auch hervorragend für nachträgliche Dämmung von Außenwänden, da eine Außenwand mit schlechtem k-Wert die eintreffende Wärme besonders gut speichert.

Je nach Himmelsrichtung und Auslegung ist in Mitteleuropa ein Energiegewinn von 100 bis 200 kWh/m2 Wandfläche im Jahr erreichbar. Messungen haben gezeigt, daß es bei Sonnenschein sogar noch bei Außentemperaturen von -15°C zu einem Wärmefluß von außen nach innen kommt. [28/S.11]

Das TWD-Material ist zusammen mit einer Schutzverglasung und einem Überhitzungsschutz (z.B. Rollos) in einem Rahmen montiert, der an der Mauer angebracht werden kann. Ein Steuergerät reguliert die Stellung des Schutzrollos in Abhängigkeit von der Witterung und der Einstrahlung, damit sich insbesondere im Sommer die Innenräume nicht überhitzen.

Nachteil der TWD-Systeme sind bis heute ihre hohen Kosten von 3.500 bis 7.000 Schilling pro Quadratmeter. Experten rechnen aber damit, daß die Preise auf die Hälfte oder ein Drittel fallen werden, wenn die Technik häufiger eingesetzt wird. [18/S.102]

In südlichen Regionen Europas wird die Energie vornehmlich zum Kühlen von Wohnräumen gebraucht. Auch hier gibt es zahlreiche Methoden die es möglich machen, „passiv“ zu kühlen, das heißt ohne energieverbrauchende Anlagen.

Will man heute ein Haus bauen, das mit der Hälfte der nach der Wärmeschutzverordnung erlaubten Heizenergie pro Quadratmeter auskommt, dann kosten die wärmetechnischen Änderungen und die passiv-solaren Elemente nur 2 bis 5% der Bausumme zusätzlich. Bei der Sanierung von Gebäuden ist es schwer Kosten anzugeben. Diese hängen von dem Bauzustand und unter anderem von der Lage und Einbindung des Gebäudes ins Umfeld ab. [18/S.104]

Zur Raumheizung wird in Deutschland rund ein Drittel der gesamten Endenergie aufgewendet. [29/S.44]

Die Arbeitsgemeinschaft Energie der deutschen Energiewirtschaft ermittelte, daß 1988 für Raumwärme insgesamt 71% des gesamten Endenergieverbrauch der Haushalte aufgewendet wurde. Für Heizung und häuslichen Strombedarf verbrauchen die europäischen Haushalte (Zählung von 1990 etwa 128 Mio. Wohnungen) durchschnittlich 33,3 TJ/Jahr (9.250 kWh/Jahr). Daraus ergeben sich insgesamt 2.211 PJ, welche für die Raumwärme in der EU aufgewendet wurden. [18/S.102-104]

Die Enquete-Kommission des Deutschen Bundestages „Vorsorge zum Schutz der Erdatmosphäre“ hat untersucht, wieviel Energie durch wärmetechnische Verbesserungen und eine Bauweise nach den Prinzipien der passiven Solarenergienutzung gespart werden kann. Ihr Ergebnis: Altbauten können bei geeigneter Sanierung 70 bis 90% weniger Heizenergie verbrauchen als heute, und Neubauten, wenn sie entsprechend entworfen und gebaut werden, 70 bis 80% weniger. Voraussetzung dafür sind ein erheblich besserer Wärmeschutz, kontrollierte Lüftung und optimierte Heizungsanlagen. Wenn langfristig in größerem Umfang transparente Wärmedämmung eingesetzt wird, können die Einsparungen bis auf 90% angehoben werden. [18/S.105]

Nach dem heutigen Stand der Technik kann eine Reihe von Gebäuden vollständig mit Solarenergie versorgt werden Durch die Kombination von wärmetechnischen Maßnahmen und passiv-solaren Entwurfsprinzipien kann der Energiebedarf so weit gesenkt werden, daß Anlagen zur aktiven Nutzung der Sonnenenergie die energetische Lücke schließen.

In verschiedenen Regionen Europas, insbesondere in den südlichen Ländern aber auch im Norden, wie das Nullenergiehaus in Freiburg zeigt, kann in vielen Fällen auf ein aktive Energieversorgung verzichtet werden.

Unter optimistischen Randbedingungen könnten bis zum Jahr 2020 in den Wohngebäuden 28 bis 56% des Energiebedarfs entweder vermieden oder gedeckt werden - allein mit wärmetechnischen Verbesserungen und passiver Nutzung der Solarenergie. [18/S.106]

5.1.3.2 Solarthermische Wärmenutzung

Unter aktiven solarthermischen Systemen versteht man alle Energiesysteme, die durch die Nutzung solarer Strahlungsenergie Nieder-, Mittel- oder Hochtemperaturwärme bereitstellen und bei denen die Funktion der Solarenergieaufnahme, Wandlung und Speicherung nicht ausschließlich durch das Gebäude oder Teile davon übernommen werden.

Neben dem Kollektor besteht eine aktive Solarthermische Anlage aus weiteren Systemelementen. Notwendig sind dabei ein flüssiges oder gasförmiges Wärmeträgermedium und Leitungen zum Wärmeträgertransport. Im Regelfall sind weiterhin ein Wärmespeicher mit keinem, einem oder mehreren Wärmetauschern sowie bei bestimmten Konzepten Pumpen mit Antrieb zur Aufrechterhaltung des Wärmeträgerkreislaufes sowie Meß- und Regeleinrichtungen notwendig.

Unter den aktiven Systemen unterscheidet man konzentrierende und nicht konzentrierende. Konzentrierende solarthermische Anlage bündeln die Sonnenstrahlen beispielsweise mit Paraboloidspiegeln auf einen Absorber und können so Prozeßtemperaturen bis zu 1.000°C erreichen. Bei nicht konzentrierenden Systemen wird die Sonnenstrahlung direkt vom Absorber in Wärme umgewandelt. Diese nicht konzentrierenden Systeme, zum Beispiel Sonnenkollektoren, eignen sich für den Niedertempertaturbereich bis 100°C. Kombinationen von Kollektoranlagen mit Wärmepumpen ermöglichen solare Kühlsysteme, die besonders für Länder mit hohen Temperaturen von Interesse sind.

Eine der günstigsten Anwendungsfälle der Solarthermie ist die Freibadheizung; hier korrelieren die zeitlichen Verläufe von Wärmenachfrage und solarem Strahlungsangebot weitgehend. Ein externer Wärmespeicher kann entfallen, zumal das wassergefüllte Freibadbecken diese Speicherfunktion übernehmen kann. Das Heizen von Badewasser in Freibädern hat heute schon einen konkurrenzlos günstigen Preis von 0,35 S/kWh. [18/S.114]

Die Anwendung der Solarthermie in Haushalten beschränkt sich in den überwiegenden Fällen auf die solarunterstützte Warmwasseraufbereitung. Gegenüber der Raumwärmenachfrage fällt die Energienachfrage für warmes Brauchwasser gleichmäßiger verteilt über das Jahr an; dagegen ist der Raumwärmebedarf mit dem solaren Strahlungsangebot weitgehend antikorreliert.

Abbildung 5-4zeigt ein Schema einer Solarthermische Anlage zur Unterstützung der Brauchwassererwärmung.

Abbildung 5-4 Solarthermische Anlage zur Unterstützung der Brauchwassererwärmung [14/S.62]

Wesentliches Dimensionierungskriterium ist der Warmwasserbedarf. Ausgehend von einem Vierpersonenhaushalt mit einem mittleren täglichen Bedarf von 50 Liter je Person sind dann bei Verwendung von normalen Flachkollektoren mit einer Warmwasserlieferung am Auslegungstag von 50 Liter etwa 5 bis 6 m2 nicht selektiv beschichtete bzw. 4 bis 5 m2 selektiv beschichtete Kollektorfläche zu installieren. Dazu ist ein Speicher mit einem Volumen zwischen 250 und 500 Liter notwendig. Bei Einhaltung der genannten Dimensionierungskenngrößen kann etwa 50 bis 60% des Warmwasserbedarfs solar gedeckt werden.

Eine Niedertemperatur-Anlage wird derzeit für eine 60%ige Deckung des Warmwasserbedarfs ausgelegt, weil dann das Verhältnis zwischen Investition und Gewinn an nutzbarer Energie optimal ist. [15/S.133, 18/S.114]

Im Gegensatz zu Systemen, bei denen einzelne Häuser von einzelnen Solaranlagen mit Wärme versorgt werden, können auch mehrere Wärmeverbraucher gemeinsam Wärme von einer Solaranlage beziehen. In diesem Fall spricht man von einem solarunterstützten Nahwärmesystem. Unter technischen und ökonomischen Gesichtspunkten für ein solare Nahwärmeversorgung soll zunächst ein geringer Heizwärmeverbrauch der versorgten Gebäude durch eine verbesserte Wärmedämmung angestrebt werden. Günstig wirken sich zudem niedrige Vor- und Rücklauftemperaturen des Wärmeverteilnetzes aus (z.B. 70/40°C).

Es wird zwischen solarunterstützten Nahwärmesystemen ohne und mit Langzeitwärmespeicher unterschieden (Abbildung 5-5). Durch den Langzeitwärmespeicher wird es möglich die Sonnenwärme auch für Gebäudeheizung einzusetzen.

Abbildung 5-5 Nahwärmesystem mit zentral unterstützter Brauchwassererwärmung (links) und solares Nahwärmesystem mit Langzeitwärmespeicher (rechts) [15/S.136]

Bei diesen Systemen der teilsolaren Deckung von Raumwärme und Warmwasser lassen sich nutzbare Wärmegewinne am Ausgang der Solaranlage von rund 900 bis 1.370 MJ/m2a bzw. 250 bis 380 kWh/m2a erzielen.

Dient das solare Nahwärmesystem lediglich zur zentralen solaren Warmwasseraufbereitung, liegen die spezifischen Erträge höher, da die Speicherverluste geringer sind. [15/S.135ff]

Der Preis je Kilowattstunde reduziert sich, wie Beispiele aus der BRD und Schweden zeigen, auf Werte zwischen 0,85 und 2 Schillinge, da die Investitionskosten pro erzeugter Kilowattstunde um so kleiner sind, je größer die Anlage ist. [18/S.114]

Zur Zeit sind in der EU mehr als 3 Mio. m2 Solarkollektoren unterschiedlicher Bauart installiert, weltweit etwa das Zehnfache. Österreich zählt dabei zu den Solarkollektor-Eldorados in Europa. Mehr als 460.000 m2 Kollektorflächen waren 1990 installiert. Der Energieertrag durch Kollektorflächen liegt in Österreich zwischen 1.080 und 1.440 MJ/m2a (300 und 400 kWh/m2a). [29/S.13]

Heute angebotene Anlagen wandeln im allgemeinen 35 bis 45% der eingestrahlten Energie in nutzbare Energie um. [18/S.110]

Ist die Niedertemperaturanlage ausgelegt, um 60% des jahresdurchschnittlichen Warmwasserbedarfs zu decken, werden pro Person in einem Haushalt etwa 1,6 m2 Fläche beansprucht; in den Ländern Südeuropas reichen für den gleichen Bedarf an Warmwasser etwa 0,7 m2 Kollektorfläche pro Person aus. Diese Werte summieren sich für alle Länder der EU zusammen auf eine Fläche von rund 422 Mio. m2. Statistisch stehen jedem Einwohner in der BRD etwa 4,8 m2 Dachfläche auf privaten Wohngebäuden zur Verfügung, auf denen Sonnenenergie eingefangen werden kann.

Eine aktuelle Studie hat das technische Potential an thermischer Energie mit dezentralen Systemen für Brauchwasser und Raumwärme sowie zentralen Systemen für Prozeßwärme und Nahwärme in Deutschland ermittelt. Nach den Ergebnissen, könnte im Prinzip die Solarthermie den gesamten Bedarf an Niedertemperaturwärme in Deutschland abdecken. [18/S.114ff]

5.1.4 Solarthermische Stromerzeugung

Bei der solarthermischen Stromerzeugung wird die Sonnenenergie mit konzentrierenden Kollektoren eingesammelt und an einen Absorber übertragen. Durch den Absorber strömt ein Fluid, das die Wärme direkt oder über einen Zwischenkreislauf zu einer Kraftmaschine transportiert. Dort erfolgt die Umwandlung in mechanische Energie. Ein angekoppelter Generator stellt schließlich die elektrische Energie bereit. Der thermodynamische Kreislauf arbeitet genau so wie bei einem konventionellen Dampf- oder Gasturbinenkraftwerk. Die Wärmequelle ist aber nicht der Kessel oder die Brennkammer, sondern der Absorber (auch Receiver genannt).

Bei solarthermischen Kraftwerken unterscheidet man 2 Konzepte: Solarfarmkraftwerke mit Parabolrinnen oder Paraboloiden und den Solarturmkraftwerke (Toweranlagen).

Abbildung 5-6 Solarfarmkraftwerke [14]

Abbildung 5-7 Solarturmkraftwerk [14]

Bei Solarfarmkraftwerken zielen neuere Kollektorentwicklungen auf die direkte Wasserverdampfung im Absorber ohne Zwischenkreislauf. Mit diesen Kollektoren hofft man kostengünstige Blockleistungen von 160 bis 320 MW bauen zu können. [17/S.123f.]

Mit den bereits installierten Anlagen wird überwiegend elektrischer Strom produziert. Andere Anwendungsgebiete der Hochtemperatur-Solarthermie sind das Erzeugen von heißem Wasser und Dampf für die Industrie sowie das Bereitstellen von Energie für photolytische und katalytische Prozesse in der Chemie.

In der Mojave-Wüste in Kalifornien wurden zwischen 1984 und 1994 Kraftwerke des Parabolrinnentyps mit einer Gesamtleistung von 354 MWel installiert. Diese Anlagen werden in Kalifornien als Spitzenlastkraftwerke betrieben. Mit ihrer enormen Leistung liefern diese sogenannten SEGS (Solar Electric Generating Systems) nahezu 80% des weltweit erzeugten Solarstroms. In den SEGS-Anlagen wird der entstandene Wasserdampf anschließend durch einen, z.B. mit Biomasse befeuerten, Gasbrenner überhitzt und auf die Turbine geleitet (siehe Abbildung 5-8).

Kraftwerke dieses Typs sind die am weitesten entwickelten solarthermischen Anlagen zur Stromproduktion, dies spiegelt sich auch in der Verfügbarkeit des Solarfeldes von 98% wider.

Abbildung 5-8 Aufbau und Prinzip einer SEGS-Anlage [18/S.118]

Die Stromerzeugungspreise in den kalifornischen Paraboloidrinnenanlagen liegen derzeit zwischen 1 und 1,1 S/kW. Würde der Strom zu 100% aus Sonnenenergie bereitgestellt, würde die Kilowattstunde Strom derzeit 2,2 Schillinge kosten. [18/S.124]

Paraboloidanlagen unterscheiden sich von Parabolrinnenkollektoren darin, daß die Sonnenenergie nicht auf eine Linie, sondern einen Punkt fokussiert wird. Mit einer solchen Anlage, genauer mit einem Paraboloid/Stirling System, ist der bisher höchste Wirkungsgrad der Umwandlung von Sonnenwärme in Strom erreicht worden; er liegt bei 30%.

Der Bau und Betrieb von Paraboloidsystemen ist realisierbar sowohl als Kombination mehrerer Paraboloide zu einem zentralen Kraftwerk wie als Einzelanlage mit einigen kW Leistung zur Elektrifizierung entlegener Gebiete. Dazu wird die in dem erwärmten Fluid gespeicherte Energie direkt in elektrische Energie umgewandelt, indem an den Absorber ein Stirlingmotor koppelt wird.

Da das System Paraboloid/Stirlingmotor keinen Wärmespeicher enthält, muß es für sonnenarme Zeiten mit einer mit Biogas befeuerten Anlage kombiniert werden. Der entscheidende Vorteil solcher Anlagen ist, daß ihre Größe dem Bedarf vor Ort angepaßt werden kann. [18/S.116-121]

Das zweite Konzept für Solarthermische Kraftwerke sind Solarturmkraftwerke. Sie besitzen eine Vielzahl von zweiachsig nachgeführten Spiegeln (Heliostaten), die das Sonnenlicht auf einen zentralen Absorber reflektieren. Da der Energietransport von den Kollektoren zur Maschineneinheit durch Strahlung erfolgt, kann das bei Farmsystemen übliche Leitungsnetz entfallen. Allerdings sind, bedingt durch den maximal möglichen Abstand der äußeren Spiegel vom Turm, Leistungsgrößen von höchstens 200 MWel für eine Anlage zweckmäßig. [17/S.123f]

Für mehrere Standorte, u.a. auch im Mittelmeerraum, liegen bereits detaillierte Planungen für eine solarthermische Stromerzeugung vor, die auf ihre Verwirklichung warten. Der jährliche Nutzungsgrad heutiger Parabolrinnen-Kraftwerke liegt zwischen 8 und 10%, die Investitionskosten belaufen sich auf etwa 42.000 bis 49.000 Schilling/kWel. Unter den klimatischen Bedingungen Nordafrikas können im rein solaren Betrieb derzeit Kosten um 2 Schilling/kWh erreicht werden.

Solarturm-Kraftwerke wurden bisher nur als Experiment- und Demonstrationsanlagen bis zu maximal 10 MWel gebaut. Der Jahresnutzungsgrad von Turmkraftwerken liegt höher als derjenige von Parabolrinnen-Kraftwerken, andererseits sind die derzeitigen Investitionskosten mit rund 56.000 bis 70.000 S/kWel ebenfalls höher. Dies liegt vor allem daran, daß bei diesem Kraftwerkstyp noch keine Kostenreduktion durch Lerneffekte, wie sie bei den Parabolrinnen-Kraftwerken erreicht werden konnten, möglich war. Aus diesem Grund betragen die derzeitigen Stromgestehungskosten bei reinem Solarbetrieb in Nordafrika noch etwa 2,8 Schilling/kWh. [30/S.479]

Tabelle 5-1 zeigt die wichtigsten Daten von zwei solarthermischen Referenzkraftwerken für die zukünftige Stromproduktion in Südeuropa und Nordafrika:

Tabelle 5-1 Solarthermische Referenzkraftwerke für die zukünftige Stromproduktion (2005, 2020) in Südeuropa und Nordafrika [30/S.479]

5.1.5 Photovoltaische Stromerzeugung

Neben der solarthermischen Wärmegewinnung stellt die photovoltaische Stromerzeugung eine weitere Form der direkten Nutzung solarer Strahlungsenergie dar. Im Unterschied zur Solarthermie wird hier die solare Energie allerdings direkt in elektrischen Strom umgewandelt.

Die Erzeugung elektrischer Energie direkt aus Sonnenstrahlung ist extrem sauber und umweltfreundlich. Photovoltaikanlagen produzieren keine Geräusche und Abgase, haben keine bewegten Teile, benötigen kaum Wartung, und die erforderlichen Rohstoffe sind ausreichend vorhanden.

Das zentrale Bauelement einer Photovoltaikanlage ist die Solarzelle. Derzeit werden 3 Typen von Solarzellen hergestellt: [27/S.8]

Abbildung 5-9zeigt den grundsätzlichen Aufbau einer Solarzelle, bestehend aus p-leitendem Basismaterial und einer n-leitenden Schicht auf der Oberseite. Die Lichteinstrahlung setzt in diesem Material negative und positive Ladungsträger frei („Photoeffekt“). Ein internes elektrisches Feld trennt diese Ladungsträger. Auf diese Weise entsteht eine elektrische Spannung zwischen den Metallkontakten, die an der Oberfläche der Solarzelle angebracht sind. Wird der äußere Kreis geschlossen, so fließt ein elektrischer Strom - und zwar Gleichstrom. Der photovoltaisch erzeugte Gleichstrom wird zwischen dem oberen und dem unteren Metallkontakt abgegriffen. Wird der äußere Stromkreis über einen Widerstand geschlossen - also über einen elektrischen Verbraucher - so fließt ein elektrischer Strom.
Abbildung 5-9 Aufbau einer Solarzelle [15/S.176]

Jede einzelne Solarzelle liefert eine elektrische Spannung von etwa 0,5 Volt und einen max. Strom von etwa 3 Ampere. Um höhere Spannungen oder höhere Stromstärken zu erreichen, faßt man eine größere Anzahl von Einzelelementen zu Solarmodulen zusammen. [27/S.9]

Dieser Photoeffekt läßt sich bei einer Vielzahl von Halbleitermaterialien beobachten. Das am häufigsten verwendete Material für die Solarzellen ist Silizium in monokristalliner, multikristalliner oder amorpher Struktur. Bei diesem Material beherrscht man die großtechnische und fabrikmäßige Herstellung und Handhabung der Solarzelle. Der Rohstoff für die Siliziumproduktion ist Quarz, der in der Natur wie „Sand am Meer“ vorkommt. Der in den Quarzmolekülen gebundene Sauerstoff wird bei hohen Temperaturen chemisch umgewandelt und übrig bleibt der Halbleiter Silizium.

In der öffentlichen Diskussion wird immer wieder die Frage gestellt, ob eine Photovoltaikanlage in ihrer Lebenszeit überhaupt soviel Energie erzeugen kann, wie zu ihrer Produktion investiert werden mußte. In einer detaillierten Studie zum Material- und Energiebedarf von zentralen photovoltaischen Anlagen von der Produktion bis zum Recycling oder Beseitigung haben Gerd Hagedorn und Kollegen ermittelt, daß an mitteleuropäischen Standorten derzeit binnen 7 bis 10 Jahren die aufgewendete Energie wieder zurückgewonnen wird. Diese Jahre nennt man Energierückzahlzeit. Das heißt, wenn eine Anlage 30 Jahre lang in Betrieb ist, zahlt sie das 3- bis 4-fache der investierten Energie zurück.

Ein entscheidender Vorteil der Photovoltaiktechnologie ist ihr modularer Aufbau; Solargeneratoren sind mit praktisch beliebiger Leistung installierbar. Dementsprechend kann ein sehr großer Leistungsbereich abgedeckt werden; der bewegt sich von wenigen mW für typische Kleinstanwendungen wie z.B. Uhren oder Taschenrechner über den W-Bereich beispielsweise für netzautarke Beleuchtungen oder Notrufsäulen und den kW-Bereich beispielsweise für die Energieversorgung einer Berghütte bis in den MW-Bereich wie z.B. Photovoltaikkraftwerken.

Weiters ist zwischen Inselsystemen und netzgekoppelten Anlagen zu unterscheiden:

Unter Inselbetrieb werden alle Energieversorgungssysteme verstanden, die nicht an ein übergeordnetes Versorgungssystem gekoppelt sind (Energieversorgung einer Berghütte oder eines abgelegenen Dorfes).

Abbildung 5-10zeigt die prinzipielle Struktur einer derartigen Photovoltaikanlage. Demnach können an einen Photovoltaikgenerator entweder Gleichstrom- oder Wechselstromverbraucher oder beide gleichzeitig angeschlossen werden. Zur Sicherstellung einer ununterbrochenen Energiebereitstellung befindet sich im Normalfall auf der Gleichstromseite eine Batterie. Sie wird über einen zwischengeschalteten Laderegler be- und entladen. Dadurch kann der Überschußstrom in den Zeiten gespeichert werden, in denen er mehr Energie liefert als alle Verbraucher in diesen Zeiten benötigen. Diese Energie steht dann für die Zeit, wenn die Nachfrage über die photovoltaische Erzeugung hinausgeht, zur Verfügung. Die Funktion der Batterie kann auch von einem Hilfsgenerator übernommen werden.

Abbildung 5-10 Systemaufbau einer photovoltaischen Anlage zur Inselversorgung (DC Gleichstrom, AC Wechselstrom) [15/S.196]

Die dezentrale Stromversorgung von abgelegenen Objekten ist heute mit Photovoltaikanlagen wirtschaftlich möglich. Diese Anlagen sind bewährte Konstruktionen und haben ihre Zuverlässigkeit bewiesen. [27/S.11]

Für die großtechnische Erzeugung elektrischer Energie kommen bei bereits vorhandenen Elektrizitätsversorgungssystemen hauptsächlich netzgekoppelte Photovoltaikanlagen zum Einsatz. Hier sind verschiedene Anlagenkonzepte möglich (Abbildung 5-11).

Abbildung 5-11 Anlagekonzepte für netzgekoppelte Photovoltaikanlagen [15/S.197]

Bei sogenannten dezentralen Systemen, bei denen die Solarmodule meist auf Hausdächern montiert sind, werden relativ kleine Anlagen mit Leistungen von wenigen kW über einen eigenen ihrer Leistung angepaßten Wechselrichter mit dem Netz verbunden. Sie speisen meist ins Niederspannungsnetz der öffentlichen Versorgung ein. Derartige Systeme dienen primär der Versorgung eines bestimmten Verbrauchers.

„Quasistaionäre“ Systeme stellen eine Mischform zwischen Kleinanlagen und großen Photovoltaikkraftwerken dar. Die Einzelsolargeneratoren werden aber im Unterschied zu den dezentralen Systemen gleichstromseitig zu größeren Einheiten zusammengefaßt, deren Leistung von einigen 100 kW bis zu 20 MW reichen kann. Die Kopplung an das entsprechende Elektrizitätsversorgungsnetz erfolgt dann über einen größeren Wechselrichter. Da bei diesen Anlagen ins Mittelspannungsnetz eingespeist wird, ist zusätzlich ein entsprechender Transformator notwendig.

Zentrale Systeme wie beispielsweise Photovoltaikkraftwerke werden in der Regel auf Freiflächen aufgestellt. Über einen oder mehrere Wechselrichter und einen Transformator wird die photovoltaisch erzeugte elektrische Energie in die Mittel- und Hochspannungsebene eingespeist. Anlagen dieses Typ weisen derzeit Leistungen im Bereich von einigen 100 kW bis zu 1 MW auf. Deutlich größere Leistungen stellen aber aus technischer Sicht kein Problem dar. [15/S.195ff.]

Das „Herz“ der netzgekoppelten Photovoltaikanlage stellt der Wechselrichter dar. Die richtige Steuerung der verschiedenen täglichen wiederkehrenden Abläufe wie Betriebsstart am Morgen, Betrieb im „Punkt der maximalen Leistung“ und Abschaltung bei Nacht erfordert eine gute durchdachte Logik. All diese Anforderungen und Aufgaben machen einen Solarwechselrichter zu einem komplexen Gerät. Der weite Einsatz der netzgekoppelten Photovoltaikanlagen hat zur Serienfertigung (bis zu 4.000 Stück) dieser Geräte geführt, dadurch konnten auch die Herstellkosten deutlich gesenkt werden. [27/S.13f.]

Neue Anlagen sind fast ausschließlich mit selbstgeführten Wechselrichtern mit Pulsbreitenmodulation und Ringkerntrafo ausgerüstet. Bei einphasigen Systemen können nun auch im Wechselrichter integrierte Sicherheitsschaltungen (ENS) zur Anwendung kommen. Bei der ENS handelt es sich um eine Einrichtung, welche die Netzimpedanz in Richtung Ortsnetztrafo messen kann. Bei zu hohen Werten ist keine Zuschaltung möglich. Steigt die Netzimpedanz im Betrieb um 0,5 Ohm, so führt das zur Wechselrichterabschaltung. [19/S.57]

Derzeit liegen die Kosten einer kWh Strom aus einem Photovoltaik-Kraftwerk zwischen 12 und 20 S/kWh. Eine Serienfertigung der Solarmodule und eine erhöhte solare Einstrahlung lassen die Kosten sinken. So kostet die kWh Strom des Photovoltaikkraftwerks in Toledo (Spanien) nur noch 4,2 Schilling. [27/S.13, 15/S.135]

Die Komponenten für eine netzgekoppelte Photovoltaikanlage mit einer Leistung von 1 kW können heute (1995) um etwa 100.000 Schilling gekauft werden. Der Flächenbedarf beträgt etwa 8 bis 10m2. Dieses System liefert dann jährlich 2.700 bis 3.060 MJ (750 bis 850 kWh) Solarstrom. [27/S.13]

Die größte Photovoltaikanlage befindet sich in Clarrisa Plains in den Vereinigten Staaten mit 6,4 MW elektrischer Leistung. Im süditalienischen Serre bei Salerno betreibt das italienische Energieunternehmen ENEL das größte Photovoltaik-Kraftwerk in Europa mit einer Leistung von 2 MW. Die amerikanische Firma Enron plant auf dem ehemaligen Atomtestgebiet der USA in der Wüste von Nevada die größte Photovoltaikanlage der Welt. Mit einer Investition von 150 Mio. US-Dollar soll eine 100 MW Photovoltaikanlage entstehen. Verwendet werden Dünnschicht-Solarmodule aus amorphen Silizium, Cadmiumtellurid sowie Kupfer-Indium-Diselenid. Für dieses Projekt ist der Bau einer Produktionsanlage für Solarmodule mit einer Kapazität von 10 MW pro Jahr geplant. [18/S.127]

In München entsteht die größte Photovoltaik-Dachanlage der Welt, mit rund 7.800 Solarzellenmodulen auf einer Fläche von 38.000 m2. Die elektrische Leistung beträgt 1 MW und pro Jahr werden rund 3,6 TJ (1 Mio. kWh) Strom erzeugen. Die Kosten betragen 105 Mio. Schilling (105.000 S/kW). [31/S.17]

Für Vergleiche von zukünftigen kommerziell betriebenen solarthermischen Kraftwerken mit entsprechenden photovoltaischen Großanlagen wird von einem rein solaren Betrieb mit 5 bis 9 Stunden Speicherkapazität ausgegangen (vgl.Tabelle 5-1 und Tabelle 5-2), was einen Vollastbetrieb von 3.600 Stunden pro Jahr ermöglicht. Die Speichermehrkosten können durch weitere Kostensenkungen aufgefangen werden, so daß die spezifischen Investitionskosten schließlich 31.500 bis 36.400 Schilling/kWel erreichen.

Tabelle 5-2zeigt, daß für Photovoltaikanlagen noch beträchtliche technische Verbesserungen und Kostenreduktionen erwartet werden können. Die heutige multikristalline Silizium-Technologie kann bei Großserienfertigung um ca. die Hälfte verbilligt werden. Weiters dürften sich mit der Dünnschichttechnologie die Kraftwerkskosten auf gut ein Drittel reduzieren.

Tabelle 5-2 Photovoltaische Referenzkraftwerke für die zukünftige Stromproduktion (2005, 2020) in Südeuropa und Nordafrika [30/S.482]

Bei einer zielstrebigen europäischen Energiepolitik, die auf den konsequenten Ausbau von Solartechnologien setzt kann davon ausgegangen werden, daß bis zum Jahr 2020 Solarstrom in Südeuropa um 1 bis 1,4 Schilling/kWh und in Nordafrika um 0,7 bis 1 Schilling/kWh (4% Realzins, 30 Jahre Abschreibung) möglich sind. Erst wenn dieses Ziel - verbunden mit dem Aufbau einer solaren Eigenversorgung in Nordafrika - in greifbare Nähe gerückt ist, kann auch ein solarer Energieexport nach Mitteuropa als weiterer Schritt in eine solare Energiewirtschaft in Betracht kommen. [30/S.482]

Photovoltaik kann aber auch in enormen Umfang in den ländlichen und abgelegenen Gegenden der Entwicklungsländer eingesetzt werden, in denen Hunderte Millionen von Menschen leben. Nur 40% der ländlichen Bevölkerung der Entwicklungsländer, China und Indien eingeschlossen, werden mit elektrischer Energie versorgt. Weltweit gibt es nur für 55% der Landbevölkerung elektrischen Strom.

Es scheint völlig verfehlt, in den Entwicklungsländern die Energieversorgungsstruktur der entwickelten Länder übernehmen zu wollen. Eine Lösung könnten kleine Photovoltaikanlagen mit Speichereinheit für die elektrische Energieversorgung von einzelnen Haushalten (20 bis 50 W) und Dorfgemeinschaften sein. Diese Systeme arbeiten zudem an vielen Orten wirtschaftlicher als konventionelle. So kostet die kWh elektrischer Energie aus Photovoltaik in den ländlichen Gebieten des Senegals heute etwa 28 S/kWh; sie könnte derzeit auf weniger als 14 Schilling gesenkt werden.

In entlegenen Gebieten kann die monatliche Stromrechnung durchaus bis zu 50 S/kWh betragen - vorausgesetzt, es gibt überhaupt Strom. In vielen Regionen der Welt ist die Sonne die einzige Quelle, aus der Strom bezogen werden kann. [18/S.139,140]

5.1.6 Techniken zur energetischen Nutzung der Biomasse

Die Nutzung von Biomasse ist dann regenerativ oder erneuerbar, wenn der Kohlenstoffkreislauf von der Bindung bis zur Freisetzung und zu einer erneuten Bindung sich in für Menschen überschaubaren Zeiträumen schließt. Dies unterscheidet die Biomasse grundsätzlich von den fossilen Energieträgern, in denen der Kohlenstoff vor mehreren Jahrmillionen gebunden wurde. Soll Biomasse als erneuerbare Energiequelle genutzt werden, bedeutet dies praktisch, daß nur soviel verbraucht werden darf, wie gleichzeitig, möglichst in der Region der Nutzung, nachwächst.

Nicht zuletzt hat die Biomasse einen bedeutenden Vorzug gegenüber anderen erneuerbaren Energiequellen: Sie ist eine speicherbare und transportierbare Energieressource, und sie ist steuerbar, das heißt, ihr Output ist nicht tages- und jahreszeitlichen Schwankungen unterworfen. Biomasse kann in vielfältigen Erscheinungsformen genutzt werden und kann die unterschiedlichsten Energienachfragen erfüllen (siehe Abbildung 5-12).

Abbildung 5-12 Energetische Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse [15/S.224]

Als Energiequelle wird Biomasse auf den Weg der sogenannten Biokonversion genutzt, darunter versteht man im energetischen Sinne die Umwandlung von Biomasse in Wärme oder feste, flüssige und gasförmige Energieträger. Tabelle 5-3 zeigt die Elemente von Biokonversionssystemen, wobei je nach Verbindung der Einzelelemente zu einer Prozeßkette unterschiedliche Verfahren der Biokonversion definiert werden können.

Tabelle 5-3 Die Elemente der verschiedenen Prozeßketten von Biokonversionssystemen [17/S.200]

Ausgangsstoff ist stets Biomasse, so wie sie in der Natur vorkommt (terrestrische- oder aquatische Biomasse), oder in Form von Rückstands- und Abfallbiomasse. Als Abfälle bezeichnet man alle nicht genutzten Biomassenteile einer nicht-energetischen Verwendung. Beispiele sind Reisschalen, Sägemehl, tierische Exkremente usw.

Im Gegensatz dazu bezeichnet man als Rückstände Teile der Biomasse, die bei nicht-energetischer Verwendung bis zu einem gewissen Maß am Ort der Entstehung verbleiben: z.B. Stroh, Äste, Laub usw.

Man kann die Biomasse auch generell unterteilen in organische Reststoffe und eigens für die energetische Nutzung angebaute Energiepflanzen.

Zur ersten Kategorie gehören Rest- und Abfallstoffe aus der Landwirtschaft, aus der Holz- und Forstwirtschaft und aus Haus und Gewerbe, sowie Klärschlamm.

Die zweite Kategorie der Biomasse sind Pflanzen, die von vornherein mit dem Ziel angebaut werden, sie als Energiequelle oder als Industrierohstoff zu verwenden. Darunter fallen die sogenannten „Dual use“ Pflanzen, die sowohl als Nahrungsmittel als auch als Energiepflanzen eingesetzt werden können. Zuckerhaltige Pflanzen, aber auch stärkehaltige Pflanzen, können einerseits zu Äthanol vergoren werden oder als Lebensmittellieferant dienen. [18/S.85]

Tabelle 5-3zeigt, daß die 4 Formen der Biomasse durch 3 verschiedene Umwandlungstechnologien in nutzbare Energie übergeführt werden können.

Zu den physikalischen Verfahren der Biokonversion gehört die mechanische Veränderung der Biomasse, z.B. das Pelletieren oder Brikettieren von Holzabfällen, Stroh etc. Und die Extraktion, d.h. die Entnahme pflanzlicher Öle und Kohlenwasserstoffe als Energieträger.

Die thermochemischen Verfahren wandeln Biomasse durch Zufuhr von Wärme und chemische Reaktionen in Energie bzw. Energieträgern um.

Die biologischen Verfahren nehmen dagegen die Umwandlung der Biomasse durch Einwirkung von Mikroorganismen (Bakterien, Hefe, Pilze) vor.

Tabelle 5-3macht ersichtlich, daß durch die genannten Verfahren Biomasse in feste, flüssige oder gasförmige Brennstoffe und Wärme übergeführt werden kann und weiters über entsprechende Kreisprozesse die Bereitstellung von mechanischer und elektrischer Energie möglich ist. Biokonversion vermag also alle Formen heute benötigter Sekundärenergieträger bereitzustellen. [17/S.200-202]

Tabelle 5-4zeigt eine Auswahl von Biokonversionprozessen und man sieht, daß die jeweiligen Umwandlungen stark schwankende Gesamtwirkungsgrade (20 bis 90%) aufweisen. Ein Teil der nachfolgend beschriebenen Verfahren wird heute zwar als kommerziell angesehen, ein großer Teil befindet sich jedoch noch im Stadium der Forschung, Entwicklung oder Demonstration.

LG = Low Joule Value Gas = niedrigkaloriges Gas

MG = Medium Joule Value Gas = mittelkaloriges Gas

LPG = Liquid Petrol Gas = Flüssiggas

Tabelle 5-4 Gesamtwirkungsgrade von Biokonversionprozessen [17/S.201]

5.1.6.1 Physikalische Biokonversionsverfahren

- Verdichtung zu Biobrennstoffen

Diese Verfahren werden heute überwiegend bei Stroh, Torf und Holzabfällen angewendet, die im Naturzustand nur geringe Schüttdichten und daher ein hohes Transport- und Verarbeitungsvolumen aufweisen. Die gesamte mechanische Konversion umfaßt auch Ernte, Aufbereitung und Trocknung (im allgemeinen an der Luft). Als lufttrockenes Holz bezeichnet man Holz einer Feuchte von 10 bis 20%.

Je nach Form und Dichte bezeichnet man die Endprodukte der Verdichtung als Pellets, Cobs oder Briketts, eine einheitliche Normierung existiert allerdings nicht. [17/S.202-203]

- Extraktion von Pflanzenöle

Unter Extraktion versteht man die Entnahme von Energieträgern direkt aus der Biomasse z.B. durch kaltes oder heißes Pressen, Dampfaufschluß, Säureaufschluß oder anderen Verfahren. Tabelle 5-5 zeigt die wichtigsten Ölfrüchte mit ihren weltweiten Produktionszahlen.

Tabelle 5-5 Welterzeugung von wichtigen Ölsaaten und Ölfrüchten im Jahre 1985 [17/S.204]

Von den vielen möglicherweise geeigneten fett- und ölhaltigen Pflanzen stellt zur Zeit Raps eine hoffnungsvolle Alternative dar. Raps ist die Basis für eine Reihe von umweltfreundlichen Produkten, die rasch biologisch abbaubar sind und somit die Umwelt schonen. Rapsöl und seine Produkte werden verwendet als: Kettensägeöl, Schalungsöl, Lebensmittel, Hydrauliköl, Schmieröl, Heizöl, Treibstoff für Dieselmotoren.

Rapsöl kann entweder als chemisch unverändertes, gereinigtes Pflanzenöl oder nach entsprechender Raffinierung als Rapsöl-Methylester (RME) eingesetzt werden. Im ersten Falle müssen speziell angepaßte Dieselmotoren eingesetzt werden. Rapsöl-Methylester kann in konventionellen Dieselmotoren eingesetzt werden. [17/S.202-204]

5.1.6.2 Thermochemische Biokonversionsverfahren

Bei den thermochemischen Verfahren wird Biomasse durch Oxidation oder durch chemische Prozesse mit Wärmezufuhr in Sekundärenergieträger übergeführt. Man kann grob drei Klassen unterscheiden:

Häufig laufen diese Prozesse neben- oder hintereinander ab, so daß eine eindeutige Zuordnung nicht immer möglich ist.

- Verbrennung

Das älteste thermochemische Verfahren der Biokonversion ist die Verbrennung. Haupteinsatzstoff ist dabei Holz. Fast die Hälfte des derzeitigen Weltholzeinschlags wird als Brennholz verheizt.

Die bei der Verbrennung eines Stoffs pro Masseneinheit freiwerdende Netto-Energie wird Heizwert (HU) genannt. In der Tabelle 5-6 sind die Heizwerte der am häufigsten verwendeten Holzarten nach mehrjähriger Lagerung mit einem Wassergehalt von 20% zusammengestellt. Holz kann im Heizwert mit einer guten Braunkohle verglichen werden, auch könnten etwa 3 kg Holz 1 kg Heizöl ersetzen.

Tabelle 5-6 Darrdichte, Gewicht und Heizwert (Hu) in Abhängigkeit der verschiedensten Holzarten bei einem Wassergehalt von 20% [32]

Gravierender als von den Artunterschieden hängt der Heizwert jedoch vom Feuchtigkeitsgehalt des Holzes ab. Für absolut trockenen Holz beträgt die Verbrennungstemperatur rund 1.200°C und nimmt mit zunehmendem Feuchtigkeitsgehalt ab. [17/S.206f.]

Eine ordnungsgemäße Biomasseverbrennung erfolgt in vier Zonen:

Für Durchbrand- und Unterbrandkesselanlagen von 30 kWth bis 40 MWth liegen die spezifischen Preise zwischen 5.800 und 2.100 S/kWth (Preisbasis 1987, mit Installation).

Generell ist festzustellen, daß Biomasse nur mit hohem technischen Aufwand in Großanlagen umweltfreundlich verbrannt werden kann. Ein geeigneter Einsatz wäre also insbesondere in Gestalt kleinerer Nahwärmesysteme zu suchen. [17/S.210]

Eine weitere Alternative zur Verbrennung von Biomasse stellt die Vergasung von Biomasse und die Zusatzfeuerung zur Steinkohle in einem Blockheizkraftwerk dar, wie sie im nächsten Abschnitt beschrieben wird.

- Vergasung

Im Dampfkraftwerk Zeltweg der Österreichischen Draukraftwerke wird künftig neben Steinkohle auch Biomasse in elektrische Energie umgewandelt.

Als Vergasungsreaktor wird ein Turbo-Wirbelschichtreaktor eingesetzt, der auch in ähnlicher Form in der großtechnischen Abfallverbrennung verwendet wird. Als Wirbelgas für die stationäre Wirbelschicht wird das Vergasungsmittel Wasserdampf und Kohlendioxid verwendet, für die schnelle Wirbelschicht Luft. Durch die Variation des Vergasungsmittels und der Vergasungstempertur sowie durch Verwendung katalytisch wirksamen Bettmaterials werden manche Reaktionen bevorzugt oder verzögert. Dadurch kann der Gaserzeugungsprozeß in Richtung wasserstoffreicher Gase oder zu methanreichen Brenngasen gelenkt werden. [34]

Tabelle 5-7 Gasanteil bei der Holzvergasung mit Wasserdampf [34]

Vergasung ist die Umsetzung von Biomasse zu gasförmigem Brennstoff unter Verwendung von Vergasungsmitteln., wie z.B. Luftsauerstoff oder Wasserdampf. Im Gegensatz zur Verbrennung erfolgt bei der Vergasung eine unterstöchiometrische Sauerstoffzufuhr, wobei im wesentlichen Kohlenmonoxid und Wasserstoff entstehen.

Für die Vergasung kommt möglichst trockene Biomasse, also z.B. lufttrockenes Holz, Stroh und Nußschalen zum Einsatz. Bei Vergasung mit Luft entsteht wegen des hohen Stickstoffanteils im Produktgas ein sog. Schwach- oder Generatorgas mit einem Heizwert von ca. 5 MJ/mn3 (20% Feuchte). Zum Vergleich hat Biogas 21,5 MJ/mn3und Erdgas bis zu 40 MJ/mn3. [18/S.211]

Als Richtlinie für die Gaszusammensetzung können folgende Bandbreiten angesehen werden (Tabelle 5-8):

Tabelle 5-8 Gasanteile bei Vergasung von trockener Biomasse (20% Feuchte) [33]

Bei Vergasung unter Druck mit Sauerstoff und Dampf entsteht aus Holz das sog. Synthesegas, ein Gemisch aus überwiegend Kohlenmonoxid und Wasserstoff.

Bei der Vergasung soll einerseits ein möglichst hoher Anteil der Energie des Vergasungsguts in gasförmige Energieträger übertragen, gleichzeitig jedoch das Gas von schädlichen Anteilenaus der Biomasse und dem Vergasungsmittel möglichst frei gehalten werden. Beide Forderungen führen zu unterschiedlichen Vergasungsarten und Wirkungsgraden. Der Kaltgas-Wirkungsgrad (entspricht dem Verhältnis aus Energieinhalt des kalten Gases zum Energieinhalt des eingesetzten Holzes) liegt je nach Prozeßführung zwischen 55% und 85%.

Je nach Führung des Vergasungsmittels im Reaktionsraum relativ zur Bewegung des Substrats unterscheidet man drei Vergasungsarten:

Mit Generatorgas können durch Einbau entsprechender Zündanlagen und Gemischregulierungen Benzin- und Dieselmotoren betrieben werden.

Holzgaskraftanlagen werden ab 30 kWm gebaut und können bis 800 kWm mit mittelschnell- oder schnellaufenden Serienmotoren aus dem Fahrzeugbereich gekoppelt werden. Die Leistungsangaben beziehen sich auf die mechanischen Energie. Stationäre Anlagen gibt es als Einzelanlagen bis 1,5 MWm, auch mit kontinuierlicher Brennstoffzufuhr und Ascheentzug. Eine Kopplung von Einzelanlagen ist bis 10 MWm möglich. Für noch größere Leistungen erscheinen Holzvergaser wegen der zu großen notwendigen Anbauflächen und der langen Transportwege nicht sinnvoll.

Die Kosten von Holzvergaseranlagen liegen zwischen 7.000 S/kWm und 14.000 S/kWm. Kosten für die Holzaufbereitung sowie ggf. Stromerzeugung sind nicht mit enthalten, eine Konkurrenzfähigkeit beispielsweise mit Dieselgeneratoren ist also nicht gegeben. [17/S.210-213]

Als Vergasungsverfahren eignet sich insbesondere für die dezentrale Anwendung das von der Fa. DMT entwickelte allotherme Verfahren.

Durch Reaktion mit Wasserdampf lassen sich Reststoffe und Biomasse zu einem Gas umsetzen, das vorzugsweise aus Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Methan besteht und z.B. über Gasmotoren, Gasturbinen und in Zukunft in Brennstoffzellen zu Strom umgewandelt werden kann.

Die thermochemische Umwandlung erfolgt - wie bei vielen anderen Brennstoffen - durch thermische Zersetzung (Pyrolyse) und anschließende Vergasung des gebildeten Kokses und Teeres. Es zeigt sich, daß die Reaktionsfähigkeit von Biomasse und Reststoffen sehr hoch, häufig sogar wesentlich größer als die von Braunkohle sind.

Im Vergleich zu den autothermen Verfahren ergibt sich bei der allothermen Verfahrensweise ein verfahrenstechnischer und wirtschaftlicher Vorteil durch den Betrieb ohne reinen Sauerstoff. Weitere Vorteile ergeben sich durch die hohe Gasqualität, die für verschiedene Zwecke u.a. für den Betrieb von Brennstoffzellen geeignet sind. Die allothermen Verfahrensweise führt zu einem besonders stabilen und gut zu regelnden Fahrverhalten der Anlage.

Das Konzept-Engineering einer Vergasungsanlage in einem für den dezentralen Einsatz repräsentativen Maßstab ist bereits durchgeführt worden. Die Abbildung 5-13 zeigt das Fließbild für den Fall, daß ein Brenngas erzeugt wird, welches einem Gasmotor zur Erzeugung von Strom und Wärme zugeführt wird. Der Vergaser ist für einen Durchsatz von ca. 500 kg/h Referenzbiomasse ausgelegt. Dies entspricht einer thermischen Leistung von ca. 2,5 MW. Es wird dabei ca. 900 mn3/h trockenes Gas erzeugt. Die mittlere Gaszusammensetzung liegt z.B. bei Einspeisung von Switch-Gras für die Hauptkomponenten im folgenden Bereich (Tabelle 5-9):

Tabelle 5-9 Gaszusammensetzung bei Vergasung von Switch-Gras [33]
Abbildung 5-13 Erzeugung von Strom und Wärme durch allotherme Vergasung von Biomasse mit nachgeschaltenem Gasmotor [33/S.166]

- Verflüssigung

Verflüssigung von Biomasse wird durch drei Verfahren vorgenommen:

zu 1.) Durch die Zufuhr von Kohlenmonoxid bei hohen Temperaturen (250° bis 400°C) und hohen Drücken (140 bis 280 bar) kann mittels geeigneter Alkalikatalysatoren Biomasse direkt verflüssigt werden.

Die resultierenden Öle sind aber bei Prozeßtemperaturen unter 300°C durch hohe Viskosität geprägt, die einen Einsatz in Motoren unmöglich machen. Der Heizwert liegt bei 30 bis 40 MJ/kg, erreicht also wegen des Sauerstoffgehalts des Ausgangsmaterials höchstens 90% des Erdölheizwertes. [17/S.214]

zu 2.) Unter Pyrolyse versteht man die thermische Spaltung von Biomasse unter Luftabschluß, wobei die Wärme exogen zugeführt wird. In Schacht-, Wirbelbett- oder Drehtrommelreaktoren wird die Biomasse bei Normaldruck und Temperaturen zwischen 300° und mehr als 1.000°C in gasförmige, flüssige und feste Brennstoffe übergeführt. Die entstehenden Pyrolyseprodukte haben folgende Heizwerte (Mittelwerte):

Hauptausgangsstoff der Pyrolyse ist derzeit Holz. Das entstehende nicht-wäßrige Kondensatgemisch wird Pyrolyseöl oder Bio-Öl genannt, was den Vergleich mit Öl, d.h. Dieselöl oder Heizöl nahelegt.

Das älteste Pyrolyseverfahren ist die Holzkohleherstellung, die bei Temperaturen um 500°C abläuft und in Industrieländern in Retorten oder Rohröfen hergestellt wird. Einschließlich der Vertrocknung werden pro 1.000 kg Holzkohle (Heizwert = 28 MJ/kg, feucht) 2,5 GJ Wärme und 0,27 GJ Strom an externer Energie benötigt. Der Heizwert von Holzkohle ist ebenso wie beim Holz erheblich von der Feuchtigkeit abhängig, für lufttrockene Holzkohle beträgt er rund 30 MJ/kg, ist damit auf die Masse bezogen rund zweimal so groß wie derjenige von Holz. [17/S.217]

Die Pyrolyse von Biomasse, Hausmüll und nichtbiogenen Abfällen wie z.B. Autoreifen hat unter den zwei Gesichtspunkten

vor einigen Jahren wieder größeres Interesse gewonnen.

Die Pyrolyseverfahren konnten sich aber bislang nicht durchsetzen. Hauptgrund dafür ist die schlechte Qualität von Pyrolyse-Öl. [17/S.214-218]

zu 3.) Methanol, CH3OH, wird aus Synthesegas (CO/H2-Gemisch) mit passendem Molzahlenverhältnis katalytisch hergestellt:

Es gibt Nieder- (50 bis 60 bar), Mittel-(100 bis 150 bar) und Hochdruck- (275 bis 360 bar) Prozesse, die beiden ersten im Temperaturbereich 230° bis 260°C, der letztere bei 300° bis 400°C.

Nach der Methanol-Synthese erfolgt eine Destillation zu 99,5% Reinheit, wenn Methanol z.B. mit Benzin (bis max. 15 Vol.-%) gemischt werden soll.

Bei einem autarken Konzept (nur Holzeinsatz auch für alle Hilfsenergie) kann aus 3,3 Tonnen Holz mit einer Feuchte von 30%, eine Tonne Reinmethanol hergestellt werden. Der Anlagewirkungsgrad beträgt damit 48%. [17/S.219]

Im motorischen Einsatz entspricht 1 Tonne Methanol etwa 650 Liter Benzin; dies entspricht bei einen optimierten Fahrzeugmotor: 1 Liter Methanol ist gleich 0,82 Liter Benzin.

Eine Alternative zur Methanoldestillation bildet die Weiterverarbeitung des Rohmethanols zu Benzin und Flüssiggas (LPG). Diese katalytische Benzinherstellung erfolgt z.B. im sogenannten Mobil-Prozeß (Erfindung der Mobil-Oil-Corporation). Undestilliertes Rohmethanol wird mit einem energetischen Wirkungsgrad von 92,4% zu Benzin dehydriert. Der gewonnene Treibstoff (88 Gew.-% Benzin, 12% Flüssiggas) hat die Eigenschaften von Superbenzin (Oktanzahl 97) und kann ohne Weiterverarbeitung eingesetzt werden. [17/S.218-219]

5.1.6.3 Biologische Konversionsverfahren

Bei den biologischen oder biochemischen Verfahren erfolgt die Umwandlung (auch Gärung, Fermentation oder mikrobielle Verfahren genannt) bei niedriger Temperatur durch einzellige Mikroorganismen. Unter technischen und energetische Gesichtspunkten sind zwei Gärverfahren von Bedeutung:

Beim mikrobiellen Abbau und Umbau von kohlenwasserstoffhaltiger Biomasse zur Biogas- und zur Äthanolerzeugung arbeitet man unter Luftabschluß (anaerob) und im wäßrigen Milieu.

Reaktionen mit Luftzutritt heißen im Gegensatz dazu aerob. Dazu gehört z.B. die Verrottung im Kompost- oder Misthaufen. Dabei treten Temperaturen bis zu 90°C auf. Gelegentlich wird versucht, diese Energie mit Hilfe von Rohrwärmetauschern zu nutzen.

- Biogaserzeugung

Bei der Biogasgewinnung kann die zu verarbeitende Biomasse (das Substrat) ohne Vorbehandlung in den Fermenter (Behälter) gegeben werden. Die Bildung von Methan aus organischem Material (Exkremente, Abfälle) erfolgt in drei Stufen. Die beiden ersten Stufen sind Vorbereitungsschritte, die eigentliche Methanbildung erfolgt in der dritten Stufe. In jeder Stufe des Umsetzungsprozesses sind andere Bakterien wirksam, die sich während der Umsetzung vermehren. Die drei Stufen sind:

Die drei Stufen des anaeroben Abbaus existieren nebeneinander, und die Abbauprodukte der vorausgehenden Stufe dienen den nachfolgenden Bakterien z.T. als Nährstoffe. Dadurch ist in gewissen Grenzen eine Stabilität gegenüber Substratkonzentrationschwankungen und artfremden Einflüssen gewährleistet.

Das Produkt ist Biogas, welches zu 2/3 aus Methan und zu rund 1/3 aus Kohlendioxid besteht. Im Biogas sind in geringer Konzentration noch Wasserstoff, Ammoniak und Schwefelwasserstoff enthalten. Es hat einen Heizwert von ca. 21,5 MJ/mn3 (Erdgas 35 bis 40 MJ/mn3).

Ausgangsstoff für die Methangewinnung sind Stallmist, Pflanzenabfälle, Rückstände der Nahrungsmittelindustrie und Klärschlamm. Alle enthalten abbaubare Stoffe wie Proteine, Fette oder Kohlenhydrate (Stärke oder Cellulose). Aus diesen drei Stoffgruppen lassen sich theoretisch die in Tabelle 5-10zusammengefaßten Gasausbeuten erzielen.

Tabelle 5-10 Theoretische Gasausbeute der Methangärung [17/S.223]

Flüssigmist z.B. aus Massentierhaltung ist ein ausgezeichnetes Substrat für die Biogaserzeugung. Festmist (mit Stroh vermischt) führt dagegen zu erheblichen technischen Schwierigkeiten. Für landwirtschaftliche Betriebe mit Ackerbau ist von besonderem Interesse, daß die abgebauten Mineralstoffe des Substrats und insbesondere auch der Stickstoff vollständig erhalten bleibt und somit als wertvoller Flüssigdünger zur Verfügung steht.

Die Rückstände der Nahrungsmittelindustrie eignen sich z.T. sehr gut für eine Biogaserzeugung. Dazu gehören Schlachthofabfälle, Rückstände der Obst- und Gemüseverwertungsindustrie und Rückstände der Getränkeherstellung.

Bei Klärschlamm wird die anaerobe Zersetzung im technischen Maßstab in Kläranlagen durchgeführt. Hier ist die Zielsetzung jedoch nicht die Energiegewinnung, sondern die biologische Stabilisierung des Klärschlamms. In vielen Anlagen wird das dabei entstehende Biogas zum Heizen der Faultürme verwendet.

Abbildung 5-14zeigt den schematischen Aufbau einer Biogasanlage. In der Praxis sind viele voneinander abweichende Ausführungen für die einzelnen Anlagenkomponenten bekannt.

Eine Biogasanlage kann etwa 1,5 m3 Gas pro Tag und GVE liefern. Zieht man noch den Eigenverbrauch der Anlage zum Heizen des Konverters ab, so verbleibt ca. 1 m3 Gas pro Tag und GVE. Der Energieinhalt von 1 m3 Biogas entspricht dem von 0,6 Litern Heizöl oder 20 bis 25 MJ (5,5 bis 7 kWh). Dieses Biogas kann dann verstromt, verheizt oder in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen in Strom und Wärme umgewandelt werden.

Abbildung 5-14 Schema einer kontinuierlichen arbeitenden Biogasanlage [18/S.85]

Dieser Strom kann gleichmäßig und bedarfsgerecht das ganze Jahr über geliefert werden, da Biogas in Tanks gespeichert werden kann und die Quelle des Biogases, der Flüssigmist, auch ganzjährig zur Verfügung steht.

Bei der Untersuchung der Wirtschaftlichkeit läßt sich nur die energetische Seite des Biogases exakt bewerten. Die Nebeneffekte, wie Geruchsverminderung der Gülle und Düngewerterhöhung des Substrats lassen sich kostenmäßig nur schwer erfassen und werden hier nicht berücksichtigt.

Die spezifischen Kosten der Anlage sind stark von der Kapazität abhängig, die meist in Großvieheinheiten (GVE) angegeben wird. Eine Kapazität von 100 GVE bedeutet, daß der Reaktor so groß ist, daß er kontinuierlich den Kotanfall von 100 GVE (=100 Rinder, 500 Schweine oder 25.000 Hühner) verarbeiten kann.

Wie bei allen Technologien zur Nutzung regenerativer Energiequellen, wird auch für Biogasanlagen noch eine erhebliche Kostenreduktion erwartet, wenn sie in Serie gefertigt werden.

Ein wesentlicher Faktor bei der Berechnung der Gestehungskosten ist der Gasnutzungsgrad. Er gibt an, wieviel Biogas von der Nettoerzeugung tatsächlich für die Energiebereitstellung genutzt wird. Wenn Biogas z.B. in einem landwirtschaftlichen Betrieb u.a. auch zur Raumwärmeerzeugung genutzt wird, dann kann im Sommer ein großer Teil der Biomasse nicht genutzt werden. Die Anlage ist dann nicht voll ausgelastet. Wirtschaftlich am günstigsten ist Biogas für Betriebe, die eine konstante Energienachfrage haben. [17/S.221-232]

- Äthanolerzeugung

Die Herstellungstechnologie ist die Technologie der Trinkalkoholherstellung, die schon seit langem bekannt ist.

Das Prinzip der Äthanolgärung besteht darin, zuckerhaltige Lösungen mit Hilfe von Mikroorganismen in Form von Hefe anaerob zu Alkohol (Äthanol C2H5OH) umzusetzen. Es eignen sich drei Arten von Biomasse zur Äthanolherstellung:

Tabelle 5-11zeigt die Pflanzen, die als Ausgangsstoff für eine Äthanolherstellung geeignet sind. Die Ergiebigkeit einiger ausgesuchter Pflanzen sind in Tabelle 5-12dargestellt. Tabelle 5-11 Ausgangsstoffe für die Äthanolherstellung [17/S.233] Tabelle 5-12 Äthanolausbeute für verschiedene Pflanzenarten [17/S.233]

Die Äthanolgewinnung aus stärke- und cellulosehaltigen Biomassen unterscheidet sich von derjenigen, die zuckerhaltige Biomasse verwendet, im wesentlichen durch die Vor- und Aufbereitungsschritte. Stärke und Cellulose müssen in einer Vorstufe vor der Gärung zuerst „verzuckert“ werden.

Das Verfahrensschema der Abbildung 5-15 zeigt die wichtigsten Produktionsschritte für zucker-, stärke- und cellulosehaltige Ausgangsstoffe.

Abbildung 5-15 Vereinfachtes Schema der Äthanolgewinnung aus verschiedenen Biomassen [17/S.234]

Aus den zuckerhaltigen Pflanzen wird der Zuckersaft extrahiert und zu Zucker verarbeitet.

Bei den stärkehaltigen Pflanzen wird die Stärke den Pflanzen entzogen. Dabei entsteht eine kleisterartige Substanz woher auch der Ausdruck Verkleisterung stammt. Anschließend erfolgt die Umsetzung zu Traubenzucker.

Die cellulosehaltigen Substrate können nur mit großem Aufwand zu Äthanol verwertet werden. Aufgeschlossen werden diese Substrate in der Hydrolyse unter Zusatz von Säure. Etwa 40% der eingesetzten Trockensubstanz können dabei verzuckert und der Gärung zugeführt werden.

Die Äthanolherstellung ist in Abbildung 5-15 in 3 Schritte dargestellt. Im Gärungsprozeß wird die zuckerhaltige Lösung mit Hilfe von Mikroorganismen (Hefe) in Äthanol umgewandelt. Im darauffolgenden Seperationsschritt wird die Hefe abgetrennt, wenn das Gemisch den Fermenter (Reaktor) verlassen hat. Im letzten Verfahrensschritt wird schließlich das Äthanol durch Destillation abgeschieden. Übrig bleiben dann die Reststoffe (Schlempe).

Der apparative Aufwand eines Äthanolerzeugungsprozesses ist um vieles höher als bei einer Biogasproduktion.

Äthanol kann als Motorkraftstoff Benzin teilweise (Mischkraftstoff) oder ganz ersetzen. Tabelle 5-13 zeigt einige wichtigen Kenndaten von im Vergleich zu Benzin.

Tabelle 5-13 Eigenschaften von Äthanol und Benzin [17/S.239]

Der untere Heizwert von Äthanol ist erheblich geringer als der von Benzin. Da aber Äthanol einen erheblich geringeren stöchiometrischen Luftbedarf hat, ist der Gemischheizwert praktisch gleich.

Motoren mit Äthanol als alleinigem Kraftstoff, sogenannte Alkoholmotoren können mit einer höheren Verdichtung ausgestattet werden, was einen besseren Wirkungsgrad ergibt und der volumetrische Verbrauch ist nur um 15% bis 25% höher als bei Benzinmotoren.

Äthanol kann auch bis zu 20% dem Benzin beigemischt werden, ohne das wesentliche Änderungen am Motor notwendig sind.

Wollte man den gesamten Energieverbrauch des Verkehrssektors in der BRD durch Äthanol ersetzen, dann wäre bei Wechselfruchtanteil theoretisch eine Fläche von ca. der Hälfte der Gesamtfläche der BRD notwendig.

Die hohen Kosten der Äthanolherstellung im Vergleich zu den Benzinkosten verhindern eine breite Markteinführung dieses alternativen Kraftstoffs. Optimistische Kostenschätzungen für die Äthanolherstellung in der BRD bewegen sich im Bereich von 7,7 bis 10,5 S/Liter Äthanol (Preisbasis 1990). Bezogen auf 1 Liter Benzinäquivalent sind dann die Äthanolkosten, wegen des um 20% höheren volumetrischen Verbrauchs noch 20% höher anzusetzen, d.h. 9,24 bis 12,6 S/Liter.

Das brasilianische Alkoholprogramm PROALCOOL, das 1975 ins Leben gerufen wurde, ist das auf der Welt größte Substitutionsprogramm für Benzin. Heute werden in Brasilien bereits 5 Millionen Fahrzeuge oder 4% des Fahrzeugbestands mit Äthanol betrieben. Jedes Jahr gewinnt Brasilien etwa 12 Milliarden Liter Äthanol aus Zuckerrohr. Ein Liter dieses Treibstoffs kostet ungefähr 2,1 Schilling.

Entscheidend für den Aufbau eines regenerativen Energiesystems ist, daß sich die beschriebenen Techniken zur Nutzung der erneuerbaren Energien mit ihren unterschiedlichen Stärken und Schwächen gegenseitig ergänzen.

Nimmt man als Beispiel Wind und Photovoltaik in Europa, so zeigen die Erfahrungen in den letzten Jahren, daß sich diese beiden Energieformen in ihrer zeitlichen Verfügbarkeit ergänzen. Die Windkraft und die Photovoltaik sind zwar intermittierende, doch die Wasserkraft ist über weite Zeiten verfügbar, und die Biomasse ist eine speicherbare Energiequelle, die ganzjährig genutzt werden kann.

Aus land- und forstwirtschaftlichen Rückständen könnten im EU-Bereich 10% des Primärenergiebedarfs erzeugt werden. Von Biomasseplantagen auf den Stillegungsflächen der EU könnten in der Zukunft weitere 25% der Primärenergie geerntet werden. Das ergibt in der Summe etwa 35% der Primärenergie, die zu Biomassegas verarbeitet, auch in Gasleitungen über weite Strecken transportiert werden kann.

Eine bisher unterschätzte Technologie ist die Solararchitektur, mit deren Hilfe, kombiniert mit einer effizienten Energienutzung bei der Versorgung von Gebäuden mit Wärme, etwa 90% des Bedarfs eingespart werden könnte.

In den Industriestaaten werden sicher Wasserkraft, Biomasse und solare Stromkraftwerke bedeutende Anteile der Energieversorgung übernehmen. In den Entwicklungsländern können alle hier erwähnten Technologien schnell große Beiträge liefern.[18/S.140-146]

Aufgabe der folgenden Kapitel wird sein, die Versorgungslücken der dezentralen erneuerbaren Energiesysteme durch einen oder mehrere geeignete Sekundärenergieträger (Strom, Wasserstoff, Biomasse, usw.) zu schließen.

5.2Der Sekundärenergieträger Wasserstoff

5.2.1 Herstellung von Wasserstoff

Zur Herstellung von Wasserstoff aus natürlich vorkommenden wasserstoffhaltigen Verbindungen existiert eine Vielzahl von Verfahren.

Bei den Elektrolyseverfahren unterscheidet man zwischen konventionellen, fortschrittlichen und der Hochtemperatur-Dampfelektrolyse. Bei der letztgenannten erfolgt die Spaltung von Wasserstoff nicht aufgrund der Zufuhr elektrischer Energie, sondern durch die hohe Prozeßtemperatur.

Neben den indirekten Energieumwandlungen stehen einige, noch im Versuchsstadium befindliche direkte Verfahren, wie die Photoelektrolyse, die katalytische Photolyse und die Biophotolyse zur Verfügung.

Es folgt eine kurze Beschreibung der verschiedenen Möglichkeiten zur nichtfossilen Herstellung von Wasserstoff nachAbbildung 5-16.

Abbildung 5-16 Energieumwandlungsschritte und Verfahren der nichtfossilen Wasserstoffherstellung [35/S.206]

5.2.1.1 Elektrolyseverfahren

Für die Wasserelektrolyse wird der Mindestaufwand der elektrischen Energie durch die freie Enthalpie der Reaktion H2O = H2 + ½O2 bestimmt; er beträgt 230 kJ/mol bei der Gleichgewichtszellspannung von rund 1,2 V (bei Raumtemperatur und Normaldruck). Die in der Praxis erzielten Zellspannungen liegen nach dem Stand der Technik bei konventionellen Elektrolysen erheblich über diesem Wert, was auf ein beträchtliches Entwicklungspotential hindeutet. [36/S.174f]

5.2.1.1.1 Konventionelle alkalische Elektrolyse

Die konventionelle Wasserelektrolyse arbeitet mit alkalischen, wäßrigen Elektrolyten, wobei Anoden- und Kathodenraum durch ein poröses Asbestdiaphragma getrennt sind, um eine Vermischung der Produktgase zu verhindern. Es handelt sich in der Regel um „bipolare“ Elektrolyseure, in denen Einzelzellen elektrisch und geometrisch hintereinandergeschaltet werden, so daß jede metallische Trennwand eine Zelle von der nächsten trennt. Sogenannte „Vorbleche“ tragen die als geschlitzte Plan- oder Lochbleche ausgebildeten Elektroden und bilden einen Hohlraum zwischen Elektrode und bipolarer Trennplatte, in dem das zweiphasige Gemisch aus Elektrolyt und Wasserstoff oder Sauerstoff gesammelt und geregelt abgeführt werden kann. [37/S.53]

Als Endprodukt bleibt Wasserstoffgas vermengt mit etwas Sauerstoff, Wasserdampf und Elektrolyt-Tröpfchen über. In einem Gasabscheider werden diese Beimengungen so weit abgetrennt, daß Wasserstoff mit 99,9% Reinheit übrigbleibt. [38/S.29f]

Aufgrund der hohen leistungsspezifischen Investitionskosten wird die konventionelle Elektrolyse in der Regel nur für kleinere bis mittelgroße Anlagen eingesetzt (0,5 bis 5 MWe, entsprechend rund 100 bis 1.000 mn3 H2/h). [36/S.180]

5.2.1.1.2 Verbesserte alkalische Elektrolyse

Bei diesem Verfahren ist es gelungen aufgrund der Erhöhung der Betriebstemperatur bis auf 120°C, andere Elektrodenmaterialien zu verwenden. Durch die veränderte Gestaltung der Elektroden und durch die Verkleinerung des Elektrodenabstandes, wird der Innenwiderstand erheblich gesenkt. Zum Beispiel werden anstelle des für die Scheidewand verwendeten Asbests, nun Materialien verwendet (Temperaturbeständigkeit bis zu 120°C), die weniger als einen Millimeter stark sind. Der Erfolg dieser Bemühungen ist, daß bei einer Zellspannung von 1,5 bis 1,6 V und einer Stromdichte von 2.000 A/m2 neben einer Wirkungsgradsteigerung von 75% auf nunmehr bis zu 92%, auch eine Reduktion des Energieaufwands von ca. 14% erreicht werden konnte. Hinsichtlich der Investitionskosten wurden keine Verbesserungen erzielt. [37/S.54f]

5.2.1.1.3 (Saure) Membranelektrolyse

Diese Entwicklung geht auf ein Verfahren der General Electric (auch SPE = Solid Polymer Electrolyte genannt) zurück. Bei dieser sogenannten Membrantechnik wird der flüssige Elektrolyt durch eine Kunststoffmembran ersetzt, die wie eine Säure wirkt und zugleich als Scheidewand dient. Indem man sie nur etwa einen Zehntelmillimeter stark wählt, setzt man den Innenwiderstand erheblich herab. Beidseitig der Scheidewand sind poröse Elektroden aus Titan und Graphit aufgebracht. Der Anode wird reines Wasser zugeführt und in seine Bestandteile zerlegt. [38/S.27f]

Die Membrantechnik erreicht wie auch die verbesserte alkalische Elektrolyse ähnlich hohe Wirkungsgrade (bis zu 90%). Dieser gegenüber läßt die Membrantechnik aber sehr viel höhere Stromstärken je Flächeninhalt der Elektroden zu, so daß bei gleicher Größe der Elektrolysezelle und bei gleichem Wirkungsgrad bis zu 50-mal so viel Wasserstoff gewonnen - oder bei gleicher Wasserstoffausbeute die Zelle entsprechend kleiner gebaut werden kann, was zu einer Material- und damit Kostenersparnis führt. [37/S.55; 36/S.183f]

5.2.1.1.4 Hochtemperatur-Dampfelektrolyse

Gegenüber der klassischen Wasserelektrolyse bietet dieses Elektrolyseverfahren aufgrund günstiger thermodynamischer und kinetischer Reaktionsbedingungen erhebliche Vorteile. Hier erfolgt die Spaltung eines Wassermoleküls im „Dampf“, wodurch weit weniger Energie als im flüssigen Wasser benötigt wird, und dieser Energiebedarf nimmt mit steigender Betriebstemperatur noch ab.

Ein großer Nachteil besteht derzeit noch darin, daß es den Einsatz völlig neuer Technologien unter Verwendung keramischer Hochtemperatur-Werkstoffe erforderlich macht.

Bei dieser Elektrolyse wird ein fester Elektrolyt (Sauerstoff-Ionen-leitende Elektrolytmembran) bestehend aus Yttium-stabilisiertem Zirkonoxid (YSZ) eingesetzt, der mit geeigneten porösen Elektroden beschichtet ist. Legt man eine Gleichspannung an und führt der Kathodenseite Wasserdampf zu, so wird der Dampf an der Grenzfläche Kathode/Elektrolyt gespalten. Der entstehende Wasserstoff reichert sich im Dampf an, während der Sauerstoff in Form von Ionen zur Anode wandert, wo er entladen und freigesetzt wird. Wasserstoff und Sauerstoff bleiben durch die gasdichte YSZ-Membran voneinander getrennt. Die Betriebstemperatur dieses Prozesses liegt aufgrund der elektrischen Leitfähigkeit des YSZ bei ca. 1.000°C. Bei diesen hohen Arbeitstemperaturen zwischen 900 und 1.000°C spalten sich die Wassermoleküle nicht durch Elektrolyse, sondern auch durch Thermolyse, d.h. aufgrund der hohen Temperatur. [39/S.51f; 37/S. 55f]

In bezug auf die konventionellen und fortschrittlichen Elektrolysetechniken sind beträchtliche Stromeinsparungen möglich, wenn man die Energie für die Wasserverdampfung und das Aufheizen des Dampfes nicht mit Strom, sondern aus einer getrennten Wärmequelle versorgt. Was den Wirkungsgrad dieses Verfahrens betrifft, liegen derzeitig labormäßige Werte bis 93% vor. [38/S.28]

Die Kopplung dieses Verfahrens mit solarthermischen Kraftwerken könnte zukünftig von großer Bedeutung sein, verbindet man damit die Vorteile sowohl Strom als auch Wärme dieser Kraftwerke - in einem Kraft-Wärme-Kopplungssystem - an die Elektrolyse zu liefern und damit die Wirtschaftlichkeit dieses Sonnenkraftwerktyps positiv zu beeinflussen.

5.2.1.1.5 Photochemische Wasserspaltung (Katalytische Photolyse)

Wenn man Wassermoleküle mit Hilfe von Licht auseinanderbrechen will, muß man dem Wasser einen lichtabsorbierenden Stoff beimischen, einen sogenannten Absorber, das ist ein photoreaktiver Stoff, der als Folge der Lichtabsorbtion chemische Reaktionen bewirkt, und dadurch Elektronenübergänge von einem angeregten Absorbersystem auf ein Redoxsystem ermöglicht. [38/S. 57f]

Photochemische Prozesse zur Wasserspaltung benötigen einen geeigneten Absorber in dem die Energie der Strahlung zunächst in potentielle Energie eines Anregungszustandes überführt wird, von wo aus die weiteren Prozesse zur Auslösung chemischer Reaktionen durch Elektronenübergänge von einem angeregten Absorbersystem auf ein Redoxsystem eingeleitet werden. [40/S.198]

5.2.1.1.6 Photoelektrochemische Wasserspaltung (Photoelektrolyse)

Ein dem photochemischen verwandter Weg, Wasser mit Hilfe von Sonnenlicht zu spalten und damit Wasserstoff zu gewinnen, wird von vielen Forschern mit photoelektrochemischen Zellen verfolgt.

In einem wäßrigen, mit Farbstoffen versetzten Elektrolyt werden zwei Elektroden getaucht. Beleuchtet man die eine Elektrode, so wird die Lichtenergie vom Farbstoff absorbiert, was wiederum die Spaltung von Wassermolekülen bewirkt. Zwischen den Elektroden entsteht eine elektrische Spannung, wobei sich an der negativen Elektrode Wasserstoffgas und an der positiven Elektrode Sauerstoff ansammelt. Als Elektrolyt kann z.B. Kalilauge und als Farbstoff Thionin dienen. Die beleuchtete Elektrode wird vorteilhafterweise aus Halbleitern wie Strontium-Titanat geformt, die unbeleuchtete aus Platin. [41/S.121]

Als äußerst schwierig erweist sich, wie bei der photochemischen Methode, die Trennung von Wasserstoff und Sauerstoff und die Korrosionbeständigkeit der Elektroden.

5.2.1.1.7 Photobiologische Wasserspaltung (Biophotolyse)

In biologischen Systemen findet sich auf der Entwicklungsstufe der Bakterien, Blaualgen und bei manchen Grünanlagen die Fähigkeit zur Freisetzung von Wasserstoff mit Hilfe der Sonnenenergie. [41/S.126]

Ein wesentlicher Schritt für die biochemische Wasserstofferzeugung besteht im Transfer zweier Elektronen auf zwei Protonen zu deren Reduktion.

Die Elektronen zur Reduktion können geliefert werden durch Strahlungsanregung in einem zur Photosynthese fähigen Organismus (direkte photobiologische H2-Erzeugung) oder durch Gärungsprozesse anaerober Organismen aus energiereichen organischen Verbindungen (indirekte photobiologiche H2-Erzeugung). [36/S.200]

Eine Methode zur indirekten photobiologischen Erzeugung von Wasserstoff beruht auf der photosynthetischen Fixierung von Kohlenstoff aus CO2, also der Produktion von Biomasse. In einer nachfolgenden fermentiven Zersetzung („Energy-Farming“) werden Wasserstoff und andere gasförmige Produkte freigesetzt. Besonders interessant an solchen Methoden erscheint die Möglichkeit zur Kombination der Verfahren mit der Beseitigung organischer Abfälle. [42/S.401ff]

Obwohl sich die biologischen und photobiologischen Methoden zur Erzeugung von Wasserstoff und auch von anderen wasserstoffhaltigen Energieträgern erst im Stadium der Grundlagenforschung befinden, besteht ein großer Anreiz für die zukünftige Anwendung dieser Methoden. Sie sind einfach und kostengünstig zu realisieren, ökologisch verträglich und unter energetischen Gesichtspunkten durchaus akzeptabel. [37/S.59]

5.2.1.2 Ausgewählte technische Systeme zur Wasserstoffherstellung

Es erfolgt eine Beschreibung von technische Systeme zur Wasserstoffherstellung aus erneuerbaren Energiequellen. Vereinfachte Blockdiagramme dieser Systeme sind in Tabelle 5-14 zusammengefaßt.
Kopplung mit
Wasserkraftwerk
Solarturm-Kraftwerk
Solar-
Paraboloid
Windenergieanlage
Photovoltaische Solaranlage
Biomasse-Vergasunganlage
Systemgrößen
kW bis GW 

zentral
MW
50 kW bis GW modular
10 kW bis GW 

modular
1 kW bis GW 

modular
100 kW bis 
10 MW
Primärenergie
Wasserkraft
Strahlung
Strahlung
Wind
Strahlung
Biomasse
Sammlung, Konzentration
Staubecken
Heliostatenfeld
Paraboloid
    
Synthesegas
Umwandlung in

- thermische E.

- mechanische E.

- elektrische E.
Turbine

Generator
Receiver *

Turbine

Generator
Receiver *

Stirlingmotor

Generator
Rotor

Generator
Solargenerator
Brennstoffzelle

Brennstoffzelle
elektrische Anpassung
Gleichrichter
Gleichrichter
Gleichrichter
Gleichrichter
Gleichspannungswandler
  
Wasserstoffherstellung
Elektrolyse
Elektrolyse
Elektrolyse
Elektrolyse
Elektrolyse
Gaskonditionierung

* Einkopplung von Wärme bei Hochtemperatur-Dampfelektrolyse

Tabelle 5-14 Vereinfachte Darstellung der ausgewählten technischen Systeme zur Wasserstoffherstellung [35/S.207]

Das Schwergewicht der Ausführung liegt bei neuen Kombinationen, bei denen das Gesamtsystem wegen des häufig unvorhersehbar schwankenden Primärenergieangebots und fehlender oder begrenzter Kapazität zur Zwischenspeicherung von Energie starken dynamischen Belastungen ausgesetzt ist. Je geringer die Zahl der energetischen Umwandlungsschritte (Strahlung, Wärme, mechanische Energie, Elektrizität) ist, desto einfacher wird zwar das Gesamtsystem, aber desto höhere dynamische Anforderungen müssen an die elektrische Anpassung und an die Elektrolyseanlagen gestellt werden.

Wenn die elektrische Energie von Sonnen- oder Windenergieanlagen zur Verfügung gestellt wird, muß der Elektrolyseur auf Veränderungen reagieren, die von den Tag-Nacht-Zyklen des Sonnengangs bis zu kurzzeitigen Schwankungen zwischen Vollast und 30%iger Teillast im Sekundenbereich reichen. Deshalb muß berücksichtigt werden, wie die Auslegung der Elektrolyseleistung in bezug auf die maximale elektrische Leistung und der mittlere jährliche Wirkungsgrad des Elektrolyseurs durch den intermittierenden Betrieb beeinflußt werden. Die Kenntnis über die einzelnen Effekte und ihr Zusammenwirken ist für alle Elektrolyseverfahren noch unvollständig. Deshalb ist es notwendig, die Auswirkungen des intermittierenden Langzeitbetriebs gezielt zu untersuchen und das Betriebsverhalten unter realen Bedingungen in Testanlagen zu ermitteln.

Der Wirkungsgrad der Elektrolyse ist bestimmt durch den Quotienten aus Energieinhalt des erzeugten Wasserstoffs und aufgewendeter elektrischer Energie, was gleichbedeutend ist mit dem Verhältnis der thermodynamischen Zersetzungsspannung und der Betriebsspannung einer einzelnen Zelle.

Da die Zusatzspannung nicht konstant ist, sondern sich mit der Stromdichte ändert, hängt der Wirkungsgrad davon ab, in welchem Betriebspunkt der Elektrolyseur arbeitet: Je kleiner - bei konstanter Temperatur - die Belastung, um so höher ist der Wirkungsgrad und umgekehrt.

Bei variablen Energieangebot bedeutet Auslegung auf den Höchstwert der vom Generator abgegebenen elektrischen Leistung, daß die Elektrolyse in Zeiten des maximalen Energieangebots im Auslegungspunkt mit dem entsprechenden Wirkungsgrad betrieben wird. Zu allen anderen Zeiten wird dagegen im Teillastbereich ein besserer Wirkungsgrad erreicht.

5.2.1.2.1 Elektrolyse und Wasserkraft

Die Elektrolyse von Wasser mit Wasserkraft als Primärenergiequelle ist ein einfacher und zugleich effektiver Weg der Wasserstoffherstellung (Tabelle 5-14)Die potentielle und kinetische Energie des Wassers wird über Turbine und Generator in elektrische Energie umgewandelt. In einem Gleichrichter wird anschließend der für den Elektrolysebetrieb notwendige Gleichstrom aufbereitet.

Diese Kopplung von Wasserkraftwerken mit Elektrolyseanlagen ist nicht neu: Große Anlagen mit einer installierten Leistung bis 150 MWe werden - zum Teil schon seit Jahrzehnten - in Norwegen, Ägypten, Indien und Kanada betrieben [35/S.175]. Mit der weiteren Erschließung von Wasserkraftreserven ist auch ein Ausbau der Elektrolysekapazitäten zu erwarten.

Wasserturbinen mit Wirkungsgraden um 92% und Generatoren mit Wirkungsgraden um 98% sind Stand der Technik. Eine Erhöhung des Systemwirkungsgrades wird daher nur über fortschrittliche Elektrolyseverfahren möglich sein. [35/S.215-217]

5.2.1.2.2 Elektrolyse und thermische Solarkraftwerke

Bei der Kombination thermischer Solarkraftwerke mit Anlagen zur elektrolytischen Wasserstofferzeugung werden folgende Wandlungsschritte durchlaufen: Srahlungsenergie, Wärmeenergie, mechanische Energie, elektrische Energie, chemische Energie (Tabelle 5-14).

Von den technischen Systemen zur Umwandlung punktförmig konzentrierter Solarstrahlung in Wärmeenergie sind die wichtigsten Vertreter für hohe Leistungen (10 bis 100 MW) die Solarturmanlage und für niedrigere Leistungen (20 bis 100 kW) der Paraboloidspiegel. Zur Stromerzeugung im Temperaturbereich bis etwa 800°C sind an die Solarturmanlage der Rankine-Prozeß und an den Paraboloidkonzentrator die Stirlingmaschine sowie die Generatoren angekoppelt. Für den letzten Wandlungsschritt steht die erprobte konventionelle alkalische Elektrolyse zur Verfügung. Die Hochtemperaturdampfelektrolyse bietet die Möglichkeit, elektrischen Strom und Hochtemperaturprozeßwärme gleichzeitig zu verwenden.

Bei der Verbindung zum wasserstofferzeugenden Gesamtsystem sind stromliefernde Komponente und Elektrolyseanlage so aneinander anzupassen, daß im Jahresmittel ein möglichst hoher Wirkungsgrad erreicht wird. Durch eine Leistungsaufbereitungsanlage können die Arbeitspunkte entkoppelt werden.

In Anlagen nach dem Solarturmprinzip gehen durch den Einsatz der zum Betrieb erforderlichen thermischen Pufferspeicher die Anforderungen an die Leistungsaufbereitung zurück. Stirlingmaschinen mit angekoppeltem Paraboloidspiegel benötigen keinen Wärmespeicher. Sie sind in der Lage, die mit wesentlich geringerer thermischer Trägheit als bei Solarturmanlagen vom Strahlungsempfänger übertragene Wärmeenergie dynamisch zu verarbeiten.

Die Systemgrößen reichen beim Turmkonzept von einem Kraftwerk im MW-Bereich, das zusammen mit einem Elektrolyseur betrieben wird, bis zu Großanlagen, die aus Untereinheiten aufgebaut sind und in denen einige Turmkraftwerke mit einem Elektrolyseur zusammengefaßt sind. Bei der Kombination Paraboloidspiegel/Stirlingmaschine ist eine dezentrale Nutzung im 10 bis 100 kW-Bereich mit einem Einzelelement und einem Elektrolyseur denkbar. Für größere Leistungen besteht die Anlage aus einem Feld von Einzelelementen. Durch den modularen Aufbau kann der Solarteil sehr flexibel an die Elektrolyse angepaßt werden.

Als Einzelelement und als Untereinheit großer Systeme werden beispielhaft eine Solarturmanlage mit einer Bruttonennleistung der Turbine von 50 MW und eine Paraboloidanlage mit 30 kW betrachtet. In Tabelle 5-15 sind die wichtigsten Zahlenwerte angegeben, die dieser Auslegung zugrunde liegen und die für technisch ausgereifte Systeme in Zukunft erreichbar sind. [35/S.217-220]

Tabelle 5-15 Daten der Grundeinheiten bei 900 W/m2 Einstrahlungsintensität im Auslegungspunkt und 2500 kWh/m2 jährlicher Direktstrahlungssumme (Wirkungsgrad: Jahreswerte/Auslegungswerte) [35/S.219]

5.2.1.2.3 Elektrolyse und Windenergie

Die wichtigsten Einflußgrößen für die Auslegung einer Anlage, in der mit Strom aus Windenergie elektrolytisch Wasserstoff erzeugt wird, sind die meteorologischen Verhältnisse des Standorts, die Technologie der Umwandlung der Strömungsenergie des Windes in elektrische Energie und die Nutzungsart des Wasserstoffs. In diesem Abschnitt werden einige Aspekte zweier Anlagekonzepte betrachtet, die sich in ihrer Leistung und der Verwendung der aus Wind erzeugten Energie unterscheiden:

Marktgängige, dezentrale Anlagen im Leistungsbereich 10 bis 100 kW, deren elektrische Energie entweder vollständig zur Wasserstoffproduktion verwendet wird oder nur der Anteil der eingesammelten Energie, die über den momentanen Stombedarf hinausgeht.

Die notwendige Versorgungssicherheit erfordert aufgrund der geringen gesicherten Leistung der Windenergie, daß ohne Energiespeicherung die installierte Nennleistung um ein Vielfaches über der Bedarfsnennleistung liegt. Erhebliche Netzbelastungen sind die Folge. Durch den Einsatz von Elektrolyseuren als variable Last lassen sich die Nachteile mildern und die zu installierende Leistung reduzieren. Der gespeicherte Wasserstoff kann dann zur Stromerzeugung bei geringem Windangebot sowie als Brenn- und Treibstoff eingesetzt werden.

Bei diesem Anlagekonzept wird Gleichstrom erzeugt, entweder direkt oder durch gleichgerichteten Wechselstrom variabler Frequenz. Als Arbeitsmaschinen stehen Gleichstromgeneratoren oder Synchrongeneratoren mit variabler Drehzahl zur Verfügung. Beide erlauben es, die optimale Schnellaufzahl über einen großen Teil des Betriebsbereichs einzuhalten und somit dem Wind die maximale Leistung zu entziehen. Beim Betrieb mit einem Gleichstromgenerator wird der erzeugte Gleichstrom dem Elektrolyseur direkt oder über eine Leistungaufbereitung zugeführt. Dagegen muß im Fall des Synchrongenerators der mit variabler Frequenz erzeugte Drehstrom gleichgerichtet werden, bevor er entweder den Elektrolyseur versorgt oder in einem Wechselrichter in Strom konstanter Frequenz umgeformt wird, um in das Versorgungsnetz eingespeist zu werden.

Das zweite Anlagekonzept sind großflächige Anlagen, wie sie für eine zukünftige großtechnische Nutzung der Windenergie in abgelegenen, windreichen Gebieten denkbar sind. Derartige Windparks, aufgebaut aus einzelnen Windkonvertern von einigen MW Leistung, sind elektrisch zu größeren Blöcken zusammengeschaltet. In zentralen, aus einzelnen Einheiten im MW-Bereich bestehende Elektrolysestationen wird mit der erzeugten elektrischen Energie ausschließlich Wasserstoff produziert.

Die Energieübertragung vom Generatorausgang zur zentralen Elektrolyseanlage umfaßt eine Netz- und Umformstation mit Trennschaltern und Leistungszählern für jeden Windkonverter, Hochspannungsfreileitungen, Umformer und Gleichrichter sowie eine Anlage für den Eigenbedarf mit Schaltstationen, Verteiler und Notstrombatterien. [35/S.222-226]

5.2.1.2.4 Elektrolyse und photovoltaische Solaranlagen

Die kleinsten aktiven Bauelemente photovoltaischer Solargeneratoren sind Module, in denen einzelne Solarzellen zu einer mechanischen und elektrischen Einheit zusammengefaßt sind. Die typische Maximalleistung solcher Module liegt im Bereich von 10 bis 100 W, ihre Fläche beträgt etwa 0,1 bis 1 m2. Durch eine Kombination von Modulen in Serien- und Parallelschaltungen werden Ausgangsspannungen und Ausgangsströme an den Bedarf angepaßt, die Anzahl der Module legt die Leistung der Anlage fest.

Bedingt durch den modularen Aufbau von Solargeneratoren kann ihre Leistung in einem außerordentlich weiten Bereich variiert werden, ohne das grundsätzliche technische Schwierigkeiten zu überwinden sind. Keine andere technische Energieumwandlung ist in dieser Hinsicht vergleichbar flexibel.

Grundsätzlich können Solargeneratoren unterteilt werden in konzentrierende und nichtkonzentrierende Systeme. Durch die Art der Ausrichtung nach der Strahlungsquelle ergibt sich eine weitere Unterscheidung in feststehende, einachsige nachgeführte und zweiachsig nachgeführte Anlagen. Konzentrierende Systeme können nur die Direktstrahlung der Sonne nutzen, bei diffusem Licht sinkt ihre Leistung beträchtlich ab. Sie eignen sich daher besonders für bevölkerungsarme Standorte und müssen stetes der Sonne nachgeführt werden. Der mechanische Aufbau ist ungleich aufwendiger als der ebener Systeme. Sie profitieren jedoch von einen um den Konzentrationsfaktor geringeren Bedarf an Solarzellen und von einem bei höheren Stahlungsdichten ansteigenden Zellenwirkungsgrad.

Bei der Verbindung von Solargeneratoren und Elektrolyseuren zu wasserstofferzeugenden Systeme sind die beiden Komponenten so aneinander anzupassen, daß die photovoltaisch erzeugte Elektrizität mit möglichst hohem Wirkungsgrad auf die Elektrolyse übertragen werden kann. Es ist sicherzustellen, daß das Gesamtsystem der Dynamik der Solarstrahlung unmittelbar folgt und daher auf jede Form verlustbehafteter Zwischenspeicherung verzichtet werden kann.

Grundsätzlich stehen folgende Kopplungsmöglichkeiten zur Auswahl:

Unter allen technischen Systemen, die mit Hilfe regenerativer Primärenergie Wasserstoff aus Wasser gewinnen, hat die Kombination von Photovoltaik und Elektrolyse das mit Abstand einfachste und attraktivste Systemkonzept. In lediglich zwei Umwandlungsschritten wird die Energie der Sonnenstrahlung ohne Umwege über thermische und mechanische Zwischenstufen in speicherbare chemische Energie übergeführt.

Wegen des modularen Aufbaus von Elektrolyseur und Generator sind die an experimentellen Einheiten ermittelten Zusammenhänge auch auf große Anlagen übertragbar. Um allerdings zu detaillierten Konzepte künftiger Systeme zu gelangen, müssen vor allem das dynamische Verhalten großer Elektrolyseure, sowie die Regelverfahren zur Leistungsaufbereitung weiter untersucht und entwickelt werden. [35/S.227-238]

5.2.1.2.5 Biomassevergasungsanlage

Im Kapitel 5.1.6.2 wurde neben der Verbrennung und Verflüssigung, die Vergasung von Biomasse beschrieben. Das durch die allotherme oder autotherme Vergasung von Holz und Rinde gewonnene Biomassegas (Synthesegas) beinhaltet H2, N2, CO2, CO, H2O und enthält weiters geringe Anteile von H2S, NH3 und HCL.

Das Institut für Hochspannungstechnik, Bereich Elektrotechnik-Wirtschaft und Energieinnovation an der Technische Universität Graz beschäftigt sich mit verschiedenen Anwendungsmöglichkeiten der Brennstoffzellen-Technologie, in Verbindung mit Synthesegas und deren Gasaufbereitung.

Abbildung 5-17 zeigt den Prozeßzyklus Eisenschwamm/Wasserstoff/Eisenoxid zur Reformierung von Wasserstoff bei Verwendung von Synthesegas. Mit diesem Prozeßzyklus wird versucht, folgende Probleme zu lösen:

- Verringerung der hohen N2-, CO-, CO2-Gasmengen (geringe Stromdichte, schlechter Wirkungsgrad der Brennstoffzellen); Alternative: Teure PSA-Anlagen
- Konvertierung von CO; Alternative: Konventionelle Konverter mit teuren Katalysatoren
- Speicherung von H2; Alternative: Druckgasspeicher, Flüssigtank, Metallhydride

Abbildung 5-17 Oxidations- und Reduktionsprozesse bei der Verwendung von Synthesegasen [73]

Der Holzvergasung direkt nachgeschaltet wird die Entfernung der Feststoffanteile wie Staub, Schwefel und der flüssigen Bestandteile Teer, Wasser, Öl und hochmolekularer Kohlenwasserstoffe.

Das vorgereinigte Gas wird zur Reduktion des Eisenoxids verwendet. Über die nachfolgende Oxidation des Eisens mit Wasserdampf bei Temperaturen zwischen 500 bis 700° wird Wasserstoff erzeugt.

Das Ziel des Einsatzes des Eisenschwammreaktors besteht in der Produktion von reinem Wasserstoff, welcher in Folge auch in Niedertemperatur-Brennstoffzellen eingesetzt werden kann.

Zum Unterschied zu bisherigen Arbeiten wird als Basismaterial Eisenschwamm anstelle von Eisenpulver verwendet. Eisenschwamm ist ein großtechnisch erzeugtes Produkt der Stahlindustrie. Da sich durch den Prozeßzyklus keine Materialveränderungen ergeben, fallen bei guter Logistik nur die Transportkosten an. Ein weiterer Vorteil für die Verwendung von Eisenschwamm ist auch der gefahrlose Transport im oxidierten Zustand. [73]

5.2.2 Wasserstofftransport

5.2.2.1 Überregionaler Wasserstofftransport

Da Wasserstoff dem Erdgas ähnlich ist, liegt es nahe, bereits bestehende oder zumindest ähnliche Transport- und Verteilungseinrichtungen zu verwenden. Dasselbe gilt für Flüssigwasserstoff (LH2), der allerdings mit -253°C erheblich kälter ist als Flüssiggas mit -170°C und daher aufwendigere isolierte Transportmittel benötigt. [34/S.60]

Die überregionale Fortleitung großer Wasserstoffmengen mit Hilfe von Fernleitungen stellt keine größeren technoökonomische Probleme dar. Die Fortleitung gasförmigen Wasserstoffs über längere Strecken (einige 100 km) wird in den USA, Frankreich, Belgien und der BRD schon seit längerer Zeit betrieben (Abbildung 5-18). Das letztgenannte Wasserstoff-Fortleitungssystem hat eine Länge von 210 km und einen Wasserstoffdurchsatz von ca. 250*106 m3/a,s. Abbildung 5-18 [35/S.265-276]

Abbildung 5-18 Europäischer Erdgasverbund und das Erdgasverbundnetz in der BRD [35/S.248,249]

Die Fortleitung von flüssigem Wasserstoff erscheint aufgrund der aufwendigen Technik und der mit dem Transport verbundenen Verluste nur für kürzere Entfernungen kostenwirtschaftlich in Frage zu kommen. Der überregionale Wasserstofftransport auf dem Seeweg ist mit Flüssigwasserstofftankern möglich, die ähnlich wie die gegenwärtigen Flüssigerdgastanker aufgebaut sein sollten. Praktische Erfahrungen konnten bereits in verschiedenen Versuchsprogrammen der NASA mit kleineren Tankern (barges) gesammelt werden. [43/S.50]

Bei den nachfolgend beschriebenen Transportmitteln werden die unterschiedlichen Anwendungen, die technischen und kostenmäßigen Unterschiede untereinander und im Vergleich zum Erdgastransport beschrieben. Kostenangaben die auf eine Untersuchung von „Carpetis“ [44/S.245-283] beruhen, sollen nicht als genau Kostenangabe sondern als Mittel- und Richtwerte verstanden werden.

- Wasserstoffgas - Transferleitungen

Grundsätzlich stellt sich hier die Frage, ob die bestehenden Erdgasleitungen und -netze verwendet und damit eine kostenintensive Verlegung eines neuen, speziellen Wasserstoffnetzes erspart bleiben könnte.

Dieser Fragestellung ist ein Forschungsinstitut in Genf nachgegangen: [38/S.61f]

Es zeigte sich, daß sich sehr wohl Werkstoffprobleme ergeben können, worüber aber derzeit noch wenig Erfahrungswerte vorliegen. Da Eisen in einer Wasserstoffumgebung versprödet, kommen als Werkstoffe für die Rohre nur Stahl oder zähes (duktiles) Gußeisen in Frage. Zudem kommt noch, daß Wasserstoff das Rißwachstum fördert und damit Schweißnähte von höchster Qualität erfordert. Inwieweit sich das Rißwachstum unter Drücken von 70 bar und darüber, wie sie für Wasserstoffpipelines vorgesehen sind, entwickelt, kann derzeit noch nicht gesagt werden.

Als Ergebnis dieser Studie kann gesagt werden, daß ältere Erdgaspipelines für Wasserstoff nicht geeignet sind, weil sie aus nicht duktilem Grauguß bestehen. Neuere Erdgaspipelines hingegen erfüllen bereits diese Ansprüche.

Im Vergleich zu Erdgas benötigt man auch höhere Drücke (zwischen 70 und 80 bar), die zu einer größeren Reibung und damit zu einer vierfach höheren Pumpleistung führen. [38/S.63]

- Flüssigwasserstoff - Ferntransport

Der Ferntransport von Flüssigwasserstoff auf dem Seeweg ist wirtschaftlich attraktiv. LH2-Fernleitungen hingegen sind wegen der aufwendigen Technologie vakuumisolierter Leitungen und der mit der Fortleitung verbundenen Verluste nur für kürzere Entfernungen anwendbar.

Die Wirtschaftlichkeit des LH2-Transports mittels Tankern beruht auf der Möglichkeit, großvolumige Kryogenbehälter relativ preisgünstig in Schiffshüllen einbauen zu können. Bezogen auf gleiche Energiemengen wird jedoch der LH2-Transport im Vergleich zum Flüssigerdgas (LNG) Transport um etwa den Faktor 3,5 bis 4 teurer sein. Der Hauptanteil des Kostenunterschieds ist auf das Verhältnis der volumetrischen Heizwerte von Flüssigerdgas (LNG) und LH2 zurückzuführen. Dieses Verhältnis beträgt je nach Erdgasqualität etwa 3,25 bis 2,6. Die verbleibende Kostendifferenz ist auf die erhöhte Isolierung des Tanks sowie auf die Ladungseinrichtungen zurückzuführen. [38/S.63f.]

Eine Wasserstoffverflüssigung nur des Seetransportweges wegen ist nur in besonderen Ausnahmesituationen wirtschaftlich vertretbar. Ein Beispiel wäre die Wasserstoffproduktion in abgelegenen Gebieten, welche entweder nicht oder nur unter großem Aufwand durch Fernleitungen erschließbar sind.

Der LH2-Transport sollte jedoch nicht nur als eine Transportalternative zur Herleitung von gasförmigen Wasserstoff gesehen werden, sondern als kostengünstiges Glied in der Transportkette zwischen Produktionsstätten mit LH2-Speichern für den saisonalen Ausgleich einerseits und LH2-Nutzung als Kraftstoff andererseits betrachtet werden.

5.2.2.2 Regionaler Wasserstofftransport und -verteilung

Hinsichtlich des regionalen Transports und der Verteilung gasförmigen und flüssigen Wasserstoffs können neben Rohrleitungen (Pipeline) auch Tanklastwagen und Waggons verwendet werden; ähnlich der heutigen Erdgaswirtschaft.

Die in Frage kommenden Transportmöglichkeiten, ihr Einsatzbereich und ihre Kosten sollen in den nachfolgenden Punkten beschrieben werden. Kostenangaben sind wie im vorigen Kapitel angeben als plausible Mittelwerte anzusehen.

- Wasserstoffgas - Transferleitungen

Die regionale Fortleitung von gasförmigem Wasserstoff ist im Vergleich zu den Kosten großer, überregionaler Transferleitungen mit höheren spezifischen Kosten verbunden. Diese Kosten steigen mit kleiner werdenden Heizwertdurchsatz, weil der Materialaufwand bezogen auf den Heizwertdurchsatz höher wird. Dazu kommen noch die für Ballungsgebiete erhöhten Verlegungskosten. Auch in heutigen Erdgasnetzen betragen die Verteilungskosten bei der Gasversorgung von Haushaltsabnehmern etwa das fünffache der Transportkosten. [44/S.276ff]

- Wasserstoffgas - Transport auf der Schiene und Straße

Obwohl in einem voll ausgebildeten Gasversorgungssystem der Anteil dieser Verteilungsart nicht sehr hoch sein dürfte, ist sie für die Lösung spezieller Versorgungsprobleme von Bedeutung. Der Grund dafür ist, daß sie zwar einerseits die flexibelste Transport- bzw. Verteilungsart ist, andererseits sind die spezifischen Transportkosten die höchsten, da die typische aus der Praxis bekannte Masse des zu transportierenden Wasserstoffs nur etwa 0,009 kg H2/kg der Fahrzeugmasse betragen.

Zum Beispiel könnte ein 25 Tonnen-LKW nur ca. 270 kg, ein entsprechendes 100 Tonnen-Schienenfahrzeug nur bis zu 1.000 kg Wasserstoff transportieren. [43/S.120]

- Flüssigwasserstofftranport per Straße und Schiene

Die spezifischen Transportkosten von LH2 über relativ lange Straßen- und Schienenwege sind um eine Größenordnung niedriger als die entsprechenden Transportkosten von Druckgas. Trotz höherer Kosten für das Fahrzeug bewirkt die höhere Transportdichte den Unterschied. Dadurch können in vielen Anwendungsfällen die Verflüssigungskosten kompensiert werden. Aus diesem Grund werden in den USA und Kanada Großverbraucher von gasförmigen Wasserstoff mit LH2-Tankwagen beliefert. [43/S.122]

- Flüssigwasserstoff - Pipeline

Obwohl nur eine geringe Anzahl von LH2-Pipelines betrieben wird, kann die LH2-Verteilung mit vakuumisolierten Leitungen als Stand der Technik betrachtet werden. Die längste in Betrieb befindliche Leitung (ca. 0,6 km, 15 cm Durchmesser) befindet sich im Kennedy-Space-Center. [38/S.277]

Die LH2-Pipeline ist im Vergleich zur LH2-Verteilung per Straße oder Schiene für kürzere Entfernungen wirtschaftlich attraktiv. Der Grund dafür ist, daß die Transportkosten mittels vakuumisolierter Leitungen proportional mit der Transportentfernung ansteigen, wobei die von der Entfernung unabhängigen Terminalkosten sehr niedrig sind.

5.2.2.3 Vergleich zu anderen Sekundärenergieträgern

Elektrizitätstransport über große Entfernungen ist bereits heute energietechnische Routine. Seit mehr als 40 Jahren kommt es zu einer kontinuierlichen Ausweitung der Verbundwirtschaft.

Aufgrund der politischen Gegebenheiten entwickelten sich zunächst zwei völlig getrennte Verbundsysteme, das UCPTE-System in Westeuropa und das IPS/UPS-System in Osteuropa. Durch die politischen Änderungen in Osteuropa kam es zu einer verstärkten Integration beider Systeme.

Ein wachsender Verbund, insbesondere mit großer Ost-West-Ausdehnung, erlaubt, einen starken tageszeitlichen Ausgleich der elektrischen Erzeugungsleistung. Überdies können weit entfernte Potentiale regenerativer Energiequellen nutzbar gemacht werden.

Zur Zeit wird eine Transportleitung in Betrieb genommen, mit der Wasserkraftstrom aus Norwegen und Schweden nach Deutschland exportiert werden kann. Auch eine Ankopplung Nordafrikas an das europäische Verbundnetz wird bereits realisiert. 1996 soll ein Seekabel von Spanien nach Marokko mit einer Leistung von 600 MW in Betrieb genommen werden. Die entstehende Infrastruktur für einen internationalen europäisch-afrikanischen Stromaustausch kann künftig für die Übertragung großer Strommengen aus Solarkraftwerken zwischen den einzelnen Ländern und Europa genutzt werden. [30/S.482f]

Für derartige Transportaufgaben wird die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) eingesetzt. Die Technik kann als ausgereift gelten. Insgesamt sind Leitungen von mehr als 11.000 km in Betrieb, 4.500 km werden zur Zeit errichtet. Die Übertragung von Solarstrom bis Mitteleuropa erfordert den Transport von rund 3.300 km. Ein solches Referenzsystem hat Übertragungsverluste von 16% und kostet bei einer Leistung von 2.000 MWel rund 21 Mrd. Schilling. Da die jährlichen Kosten zu 95% Kapitalkosten sind, hat der Strom aus solarthermischen Kraftwerken mit thermischen Speichern wegen der höheren Ausnutzungsdauer der Übertragungsleistung eindeutige Kostenvorteile gegenüber der Photovoltaik in Mitteleuropa. Der Strom verteuert sich bei 3.600 jährlichen Vollaststunden um 0,35 bis 0,42 Schilling/kWh. [30/S.483]

Eine weitere Möglichkeit um Energie aus den sonnenreichen Ländern Nordafrikas nach Mitteleuropa zu bringen ist der Transport von Wasserstoff.

Für zwei potentielle Standorte, dem Tirhert-Platteau in Algerien und für ein Gebiet in Saudi-Arabien sind beispielhaft Transportsysteme konzipiert worden. Die Nennleistung der Transportwege, eine Gasfernleitung über 3.300 km beträgt 22,8 GWH2. Bei voller Auslastung (8300 h/a) können rund 675 PJ/a Wasserstoff nach Europa transportiert werden.

Der Entwurf der Gasfernleitung lehnt sich an die Trasse der bereits vorhandenen Leitung an, die Algeriens Erdgasfelder mit den Industriezentren Oberitaliens verbindet (siehe Abbildung 5-19). Mit 2 Metern Durchmesser und einem maximalen Druck von 100 bar übertrifft sie heutige Ferngasleitungen, ist aber ein realistischer Entwurf mit einer Investitionssumme von 136,5 Mrd. Schilling. Die Transportkosten liegen zwischen 0,125 Schilling/kWh (stationärer Betrieb mit Saisonspeicher) und 0,21 Schilling/kWh (quasistationärer Betrieb mit Tagesspeicher).

Tabelle 5-16 faßt die beschriebenen Daten der 2 Referenzsysteme nochmals zusammen:

Abbildung 5-19 Gasfernleitung zur Versorgung der BRD mit solarem Wasserstoff vom Tinrhert-Plateau in Algerien. Das maßstäbliche Quadrat (50km x 50km) kennzeichnet die erforderliche Landfläche zur Erzeugung von 675 PJ/a Wasserstoff [35/S.333] Tabelle 5-16 Kenndaten einer HGÜ und einer Gasfernleitung zum Wasserstofftransport [30/S.483; 35/S.332]

Es zeigt sich, daß der Transport von gasförmigen Wasserstoff erst bei sehr großem Durchsatz wirtschaftlich wird. Der Vorteil von Wasserstoff liegt aber in der Speicherbarkeit.

5.2.3 Speicherung von Wasserstoff

Da der Energiebedarf und das Energieangebot zumeist weder zeitlich noch örtlich zusammenfallen, ist die Speicherung von Energie wichtig und notwendig. Weiters unterliegt die Sonnenenergie periodische wie auch stochastischen Schwankungen (Tag/Nacht, Sommer/Winter bzw. klimatisch bedingt), demgegenüber steht ein Energiebedarf, der durch ausgeprägte Extrema gekennzeichnet ist.

Um diesen Energiebedarf abzudecken sind je nach Zeitspanne unterschiedliche Speichertypen notwendig, z.B. sogenannte Jahres-, Saison-, Wochen- oder Tagesspeicher.

Hier bietet der Sekundärenergieträger Wasserstoff anwendungstechnisch erhebliche Vorteile. Er kann als solcher befördert und in Reservoiren gespeichert werden. Sowohl für die gasförmige wie auch für die flüssige und hydridgebundene Wasserstoffspeicherung gibt es verschiedene Möglichkeiten, deren spezifische Eigenschaften und spezifische Kosten erläutert werden.

Grundsätzlich lassen sich im Vergleich mit Erdgas dieselben Speicher verwenden, nur mit dem Unterschied, daß Wasserstoff mit gleichem Energieinhalt und Druck das dreifache Volumen einnimmt.


Die optimalen Anwendungsbereiche werden für stationäre Großspeicher durch den Parameter T (spezifische Kapazität) und für mobile Speicher durch den Parameter R (Reichweite) definiert.
Abbildung 5-20 Verschiedene Konzepte zur Wasserstoffspeicherung [44/S.247]

Man kann unterscheiden nach bereits erprobten, also „konventionellen“ Methoden wie Druckgasspeicherung und Flüssigspeicherung einerseits und nach neuartigen Konzepten und Technologien wie die auf Wasserstoffabsorption oder Wasserstoffadsorption beruhenden Metallhydrid- und Kryoadsorberspeicher andererseits. Ein schematischer Überblick zu diesen Konzepten ist in Abbildung 5-20 dargestellt.

5.2.3.1 Konventionelle Wasserstoffspeicherung

- Untertagespeicher

Wenn ein zukünftiges Wasserstoffversorgungsystem eine ähnliche Struktur aufweist wie das gegenwärtige Erdgasversorgungssystem, wäre auch für Wasserstoff eine Speicherung in Kavernen und Aquiferen technologisch und wirtschaftlich durchführbar.

Aus den Erfahrungen mit Erdgas-Untertagespeichern läßt sich ableiten, daß Wasserstoffspeicher ca. dreimal so teuer sein werden als Erdgasspeicher (entsprechend dem volumetrischen Heizwert bezogen auf denselben Energieinhalt). [46/S.77]

Was die Reservoirkosten betrifft sind sie von den jeweiligen lokalen Faktoren, den geologischen Gegebenheiten, dem Umfang der notwendigen Arbeiten zur Bereitstellung des Reservoirs, dem Betriebsdruckbereich und ähnlichen abhängig. Der typische Reservoirkostenbereich liegt zwischen 14 bis 70 S/kg des zu speichernden Wasserstoffs. Der obere Wert entspricht aus gesohlten Salzkavernen sowie bergmännisch hergestellten Kavernen. [44/S.278f]

Technische Probleme, speziell für die Untertagespeicherung von Wasserstoff werden nicht erwartet: allenfalls muß mit einem etwas erhöhten Arbeitsgasverlusten von 1 bis 3% des Speicherinhalts pro Jahr gerechnet werden. [43/S.70]

- Übertage-Druckgasspeicher

Sie werden in der heutigen Gaswirtschaft in den verschiedensten Größen und Druckbehältern eingesetzt; sie reichen von den üblichen Druckgaszylindern (50 Liter; 200 bar) bis zu stationären Hochdruckbehältern (über 200 bar) oder Niederdruck-Kugelbehältern (>15.000 m3; 12 bis 16 bar). [38/S.47]

Die spezifischen Kosten bezogen auf die zu speichernde Wasserstoffmenge liegen zwischen 4.200 bis 8.400 S/kg(H2). [44/S.251]

Übertage-Druckgasbehälter sind damit um zwei Größenordnungen teurer als Untertage-Großspeicher. Daraus resultiert ihr wirtschaftlicher Einsatz vor allem als Kurzzeitspeicher mit häufigen Füll- bzw. Entladevorgängen.

- Flüssigwasserstoffspeicherung

Die LH2-Speicherung ist von besonderer Wichtigkeit, weil sie für mehrere Anwendungsfälle technisch und wirtschaftlich günstige Lösungen bietet. Die Handhabung des flüssigen Wasserstoffs für Lagerung und Transport ist heute schon Stand der Kryogen-Technik. Flüssigwasserstoffbehälter gibt es in verschiedene Größen, von kleinen 100 Liter Behältern bis zu Großbehältern mit 5.000 m3 Rauminhalt. [47/S.74f]

Verglichen mit der Druckgasspeicherung zeigt die LH2-Speicherung bezogen auf die Masse und auf das Volumen des Speichers deutliche Vorteile. Größere Volumina wirken sich noch stärker zugunsten des LH2-Speicherkonzeptes aus. Daß trotz dieser Vorteile die LH2-Speicherung keine größere Verbreitung gefunden hat, liegt zum einen an den technisch aufwendigen und kostspieligen Behältern (Isolierung) und zum anderen an den extrem hohen Verflüssigungskosten. [48/S.103f]

Es ergeben sich massebezogene Kosten von 210 S/kg(H2) für größere Behälter und bis zu 1.750 S/kg(H2) für kleinere Behälter [44/S.253]. Weit höher als diese spezifischen Investitionskosten fallen die leistungsbezogenen Kosten und der Energieaufwand für die Verflüssigung ins Gewicht. So ergibt sich für die Verflüssigung von 1 kg Wasserstoff mit größeren Anlagen ein Energieaufwand von 10 bis 13 kWhe, das entspricht in etwa einem Viertel der im Wasserstoff enthaltenen Energie. [38/S.49f.]

5.2.3.2 Neuartige Konzepte zur Wasserstoffspeicherung

Nachfolgend werden zwei Verfahren besprochen, welche, obwohl auf verschiedenen physikalischen Vorgängen basierend, einen gemeinsamen „Grundgedanken“ haben: in beiden Fällen wird ein Druckbehälter mit Material gefüllt, welches in einem gewissen Gleichgewichtszustand (Druck, Temperatur) große Wasserstoffmengen binden kann. Die volumenbezogene Speicherungsdichte muß dabei so hoch sein, daß der Nachteil von zusätzlichen Material, welches den Speicherraum belegt und zusätzlich Gewicht und Kosten verursacht, kompensiert wird.

- Metallhydridspeicher

Die Verwendung von Metallhydriden ist deshalb sehr interessant, weil sie je Rauminhalt mehr Wasserstoff enthalten können als selbst Flüssigwasserstoff. Es handelt sich hierbei um gewisse Legierungen und metallische Verbindungen, die - bei normaler Temperatur und geringem Überdruck - Wasserstoff unter Wärmeentwicklung absorbieren und ihn bei Druckminderung unter Wärmezufuhr wieder abgeben bzw. desorbieren. Aus dem Metall wird bei der Absorption eine chemische Verbindung mit Wasserstoff, ein sogenannter Metallhydrid. [38/S.50]

Von den vielen untersuchten Metallhydriden kommen für den praktischen Einsatz als Wasserstoffspeicher nur wenige in Frage. Zwei der wichtigsten sind die

Da Metallhydridspeicher in erster Linie mit herkömmlichen Druckspeichern zu konkurrieren haben, sind folgende Kriterien von Bedeutung: Gegenüber herkömmlichen Druckspeichern ist die erste Forderung auf jeden Fall erfüllt. Bezüglich der Massenspeicherkapazität sind Metallhydride kaum besser als herkömmliche Druckspeicher und zudem wesentlich teurer.

Die Einspeicherung von Wasserstoff in Metallegierungen hat aber spezifische Eigenschaften, die für manche technischen Einsätze von Vorteil sein können:

- Kryoadsorberspeicher

Bei Adsorberspeichern werden die Wasserstoffmoleküle nur durch physikalische Adsorptionskräfte gebunden, das heißt sie dringen in den eigentlichen Adsorber nicht ein. Der Wasserstoff bleibt dabei gasförmig und die Adsorptionskräfte bewirken lediglich eine Erhöhung der mittleren Verweilzeit der Wasserstoffmoleküle an der adsorbiernden Oberfläche um mehrere Größenordnungen. Wird der Adsorber auf Temperaturen zwischen -255 und -215°C abgekühlt, erhöht sich dabei die mittlere Wasserstoffdichte auf Werte, die mit der Dichte von flüssigem Wasserstoff vergleichbar sind. Die effektive Speicherdichte ist jedoch erheblich kleiner, da dem Wasserstoff im wesentlichen nur das Porenvolumen zur Verfügung steht.

Wie bei den Metallhydriden sind auch hier volumen- und massebezogene Speicherungsfähigkeit von der Materialdichte abhängig. Im Vergleich zu Metallhydriden ist aber ein wesentlich geringeres volumenbezogenes Speicherungsvermögen von etwa 20 g (H2)/Liter zu erwarten. Die massenbezogene Speicherkapazität nimmt ähnlich dem Metallhydridenspeicher mit abnehmender Materialdichte zu. [44/S.257]

Für eine technische Anwendung dieser Speicher kommen nur sehr wenige Adsorbermaterialien (z.B. poröse Aktivkohle) in Frage. Das Auswahlkriterium ist der Kostenvergleich mit entsprechenden kryogen gekühlten Druckgasbehältern gleichen Drucks, gleicher Temperatur und gespeicherter Wasserstoffmenge. [37/S.38f]

Wasserstoffspeicher, welche auf die Anwendung von Metallhydrid- und Kryoadsorberspeicher aufbauen, sind zwar für spezielle Einsatzbereich interessant, das Hauptgewicht der Anwendung bleibt jedoch, vor allem im Hinblick auf den zukünftigen Großspeicherbedarf, den „konventionellen“ Wasserstoffspeicherungsmethoden vorbehalten.

5.3 Umwandlung von Endenergie in Nutzenergie

5.3.1 Endnutzung und Techniken zur energetischen Verwendung von Biomasse

Abbildung 5-21 Prinzipielle Möglichkeiten der energetischen Nutzung von Biomasse [49]

Es gibt heute schon eine Vielzahl von Verfahren, mit deren Hilfe eine technisch machbare Substitution fossiler Brennstoffe und Rohstoffe durch Holz und andere Biomasse durchführbar ist.

Einsatzgebiete sind die Erzeugung von:

In den folgenden Ausführungen erfolgt eine Beschränkung auf die energetische Nutzung von Biomasse und hier insbesondere auf die Kombination von Wärmeerzeugung und zusätzlicher Auskoppelung von elektrischem Strom. In Abbildung 5-21 sind die Möglichkeiten der energetischen Nutzung von Biomasse graphisch dargestellt.

5.3.1.1 Kraft-Wärme-Koppelungs-Anlage

Die verstärkte kombinierte Erzeugung von Wärme und Strom in Kraft-Wärme-Koppelungsanlagen (KWK) ist eine ökologische und volkswirtschaftlich sinnvolle Maßnahme. Es wird die eingesetzte Primärenergie effizienter genutzt und die Umweltbelastung reduziert. [50]

Als BHKW (Blockheizkraftwerke) werden all jene Kleinkraftwerke bezeichnet, welche zur Deckung des Bedarfs von Heizwärme und eines Teiles der elektrischen Energie, für in vertretbarer Entfernung liegende Wohnanlagen auf Siedlungsebene, öffentlichen Dienstleistungsbetrieben, Gewerbebetrieben und ähnlichen dienen. Im Gegensatz zu Großkraftwerken werden die Blockheizkraftwerke (BHKW) in erster Linie zur Niedertemperatur-Wärmeerzeugung eingesetzt.

Der Leistungsbereich der einzelnen BHKW liegt:

Da die Verbraucher und Erzeuger örtlich nicht weit getrennt sind, entfallen bei BHKW die teuren Fernwärmetransportnetze mit den dazugehörigen Isolations- und Pumpverlusten. [51]

In der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) unterscheidet man zwischen dem Dampf- und Gas (Luft)-Prozessen. Gilt der Dampfprozeß als technisch am meisten ausgereift, so werden die Gasprozesse erst auf Versuchsständen bzw. in Forschungsinstitutionen erprobt und weiterentwickelt. [52]

- Dampfmotor und Dampfturbine

Der Dampfkraftprozeß ist sowohl zahlenmäßig als auch leistungsmäßig der dominierende Prozeß in der Krafterzeugung. Sein Vorteil ist, daß nahezu alle Brennstoffe sowie unterschiedlichste Verbrennungssysteme zur Dampferzeugung eingesetzt werden können.

Der Dampfmotor (Kolbenmaschine) wird vorwiegend in untersten Leistungsbereichen, zwischen 25kWel bis 2 MWel, eingesetzt. Es werden mechanische Wirkungsgrade zwischen 12 bis 16% erreicht. [52]

Durch den modularen Aufbau der Dampfmotoren ist der Wirkungsgrad praktisch unabhängig von der Leistung.

Für größere Leistungsbereiche, zwischen 20 kW bis über 1.000 MW, werden Dampfturbinen eingesetzt. Bei kleineren Leistungen sind die Wirkungsgrade aber relativ gering. [52]

Wirtschaftlich betriebene KWK-Anlagen sollten auf Basis der ganzjährig benötigten Grundlast der Wärmeproduktion ausgelegt sein, das bedeutet zumindest 20% des maximal benötigten Wärmebedarfs. [53/S.82]

- Heißluftturbine

Ist eine Vergasung von Biomasse mit nachgeschaltetem mehrstufigen Gasturbinenprozeß mit Luft. Dies ist ein Forschungsprojekt der STEWEAG mit der Bezeichnung TINA. Das im Rahmen des EU-Förderprogrammes THERMIE von der STEWEAG gemeinsam mit anderen österreichischen und EU-Partnern eingereichte und bestätigte Konzept der thermischen Biomasse-Vergasung, Gasreinigung, Verbrennung des Gases unterstützt durch Erdgas, Wärmeeinkopplung in einen Luftturbinen-Prozeß wurde zurückgezogen. Neue Realisierungsmöglichkeiten werden gesucht.

Auf der Suche nach wirtschaftlichen Lösungen für die dezentralen KWK mittels Biomasse hat das Projekt TINA gegenüber Dampfturbinen, Gasturbinen, Stirlingmotoren, Brennstoffzellen, usw. die größten Erfolgsaussichten.

Der geplante Heißluftprozeß arbeitet mit zwei offenen Stoffströmen. Zum einen mit der Energieproduktion aus heißer Luft, zum anderen mit der Energieproduktion aus dem Abgas. Das Arbeitsmittel, atmosphärische Luft, wird mit Turboladern zweistufig verdichtet. Danach zwischengekühlt und wieder aufgeheizt. Die Luft wird in der Nutzturbine entspannt. Der an die Turbine gekoppelte Generator produziert 1,8 MW elektrische Leistung. Die hintereinander geschalteten Turbinen des Hochdruck- und Niederdruck-Turboladers werden dann mit der auf einem bestimmten Restdruck wieder aufgeheizten Luft angetrieben. Zur Erhöhung der Komponentenwirkungsgrade und des Heißluft-Gesamtwirkungsgrades wird die heiße Luft dem Biomassevergaser und dem Biogasbrenner zugeführt. Um einen gleichmäßigen energetischen Luftzustand zu erreichen, wird der Luftstrom vor der Turbine der beiden Turbolader mit Erdgas beheizt. Die Wärme des heißen Rauchgases, das im Biomassevergaser durch Verbrennung des Holzgas erzeugt wird, wird durch Rauchgas/Luftwärmetauscher an die Prozeßluft vor der Turbine des Niederdruck-Turboladers übertragen. Anschließend wird die Restwärme in einem nachgeschalteten Rauchgas/Wasserwärmetauscher an das Heizungswasser der Fernwärme übertragen. Die erzeugte Wärmeleistung beträgt 2,7 MW.

Der Großteil der zugeführten Energie besteht aus vergaster Biomasse und nur ein kleiner Teil wird aus Heizöl oder Erdgas bereitgestellt. Die Anlage hat einen elektrischen Wirkungsgrad von ca. 25 bis 30% und einen Gesamtwirkungsgrad von 70 bis 75% und soll Kleinstädte mit 30 bis 40% ihres Strombedarfes und deren Wärmebedarf decken.

Turbolader und Nutzturbine sind bereits industriell erprobt. Auch die Aggregate im kleinen Leistungsbereich zwischen 0,5 und 2,5 MWel sind serienmäßig erhältlich. [55/S.76]

- Stirlingmotor - Heißgasmotor

Der Stirlingmotor, ein Kolbenmotor, wird für die beste Technologie in kleinen Leistungsbereichen (unter 500 kWel) gehalten. Trotz der langen Geschichte des Stirlingmotors seit seiner Erfindung 1816, konnte bis heute kein leistungsfähiger Motor auf den Markt gebracht werden.

Im Kolben wird ein eingeschlossenes Arbeitsgas in kurzen aufeinanderfolgenden Zeiteinheiten bei niedrigen Temperaturen komprimiert und bei hohen Temperaturen expandiert. Das führt zu Druchschwankungen, die über einen Kolben und Kurbelwelle einen Generator, der elektrische Energie erzeugt, antreiben. Die Wärmezufuhr an das Arbeitsgas erfolgt zum Unterschied zu Verbrennungsmotoren nicht im Arbeitsraum, sondern von außen über einen Wärmetauscher. Daher können grundsätzlich alle Brennstoffe zur Erzeugung von Wärme herangezogen werden. Die Wärme fällt im Kühlwasser an und kann dort wie gewohnt genutzt werden.

Zur Erhöhung der Wirtschaftlichkeit von Biomasse-Fernwärmeanlagen sowie zur Deckung ihres elektrischen Eigenbedarfs sollen vorhandene bzw. neue Anlagen mit Stirlingmotoren im Leistungsbereich von 30 bis 300 kW nach- bzw. ausgerüstet werden. Das Modell dieses Projektes wird vom Joanneum Research, Graz betreut.

Die Bemühungen gehen dahin, einen in Kesselanlagen verschiedener Bauart problemlos einbaubaren Hochtemperatur-Wärmetauscher zu entwickeln. Ferner soll aus Kompressoren eines österreichischen Lieferanten ein Stirlingmotor entwickelt werden, welcher mit niedrigen Kosten herstellbar ist.

Wenn das Projekt erfolgreich abgeschlossen werden kann, können - wie der Abbildung 5-22 zu entnehmen ist - ca. 20 bis 30% der Hochtemperaturwärme ausgekoppelt werden, wovon 25 bis 30% in elektrische Energie umgewandelt werden können. Mit dieser Lösung werden ca. 5 bis 10% der Brennstoffwärme in elektrischer Energie und 65 bis 70% als Heizwärme bereitgestellt. [55/S.76]

Abbildung 5-22 Kraft-Wärme-Kopplung mit Stirlingmotor in bestehenden bzw. neu zu errichteten Biomassekraftwerk [55/S.79]

Das Forschungsinstitut für alternative Energienutzung und Biomasseverwertung der Technischen Universität Graz setzt sich mit der Aufgabe auseinander, einen Stirling-Serienmotor für kleinere Leistungen zu entwickeln. Die Problemstellung ergibt sich daraus, daß ein Haushalt nur 1 kW bis 2 kW elektrischer Leistung benötigt, vorausgesetzt, daß die Warmwasserbereitstellung und Heizung von anderen Energieträgern bereitgestellt wird. [56]

Die Fertigung eines Prototyps wurde Ende 1995 abgeschlossen und ist derzeit im Versuchsbetrieb in Graz. Die besten Versuchswerte der Bauweise „Viebach“ erreichen derzeit eine mechanische Leistung von 500 Wm bei einem Wirkungsgrad von 20%. [56]

Die Fa. Heidelberg Motor in Starnberg entwickelte eine Wärmekraftmaschine die auf dem Prinzip des Stirlingmotors beruht, den so bezeichneten thermoelektrischen Konverter (TEK). Das Ergebnis dieser Arbeit ist der TEK 40 mit einer Leistung von 40 kWel und 90 kWth. Die Herstellfirma rechnet mit spezifischen Modulkosten von unter 21.000 S/kWel für die Serienfertigung, was einem gängigen Wert entspricht. [57/S.55-59]

- Gasmotor

In den letzten Jahren wurden eine Reihe von unterschiedlichen Verfahren für die Holzvergasung und anschließende Verbrennung erforscht, entwickelt und getestet. Bis heute gibt es aber keine marktgerechten Anlagen, da der Nachweis der Praxistauglichkeit noch nicht oder nur ungenügend erbracht ist. [52]

Die aufwendigeren und teureren Holzvergaseranlagen weisen gegenüber der Holzverbrennung einige Vorteile auf: [52]

Die wesentlichen Probleme liegen in der Manipulation des Brennstoffs sowie in der Gasreinigung (Teer, Staub). Die geforderte hohe und gleichmäßige Brennstoffqualität stellt neben der gleichmäßigen und gasdichten Beschickung des Vergasers ein weiteres Problem dar. Der anfallende Schlamm und das Abwasser sind noch weitere ungelöste Probleme. [53/S.85]

Eine Versuchs- und Demonstrationsanlage zur Vergasung von Biomasse, Gasreinigung und Kühlung in Kombination mit einem Gasmotor mit Abwärmenutzung (Abbildung 5-23) wird am Institut für Wärmetechnik an der Technischen Universität Graz zu Forschungszwecken installiert. [57]

Der für die Versuchs- und Demonstrationanlage gewählte Zweizonen- bzw. Doppelfeuervergaser (langjährige Entwicklung von der Fa. Klöckner, Humboldt, Deutz KHD) mit einer thermischen Leistung von 250 kW ist prinzipiell geeignet für einen Leistungsbereich bis zu 1,5 MW. Die erreichte elektrische Leistung würde dann über 350 kW liegen, die Wärmeabgabeleistung aus der Motorkühlung und dem Abgasstrom über 700 kW. Parallelschaltungen von Vergasern sind prinzipiell möglich. Biomasse-Blockheizkraftwerke in diesem Leistungsbereich sind geeignet, in Biomasse-Nahwärmesystemen wärmeseitig die Grundlastdeckung zu übernehmen und Beiträge zur Deckung des Eigenbedarfes an Elektroenergie zu leisten. [49/S.8]

Abbildung 5-23 Schaubild des Biomasse-Blockheizkraftwerkes mit Festbettvergaser, Gaskühlung, Gasreinigung, Gasmotor/Generator mit Wärmeauskopplung [49]

Einsatzweise von Biomasse-BHKW-Anlagen:

Die hohen Investitionskosten von Biomasse-BHKW erfordern ihren Einsatz als Grundlastanlagen. Über ihre Wirtschaftlichkeit entscheiden neben den Investitions- und Betriebskosten nicht die zu erwartenden Betriebsstunden, sondern ihre Auslastung, d.h. die Vollaststunden bzw. Vollbenutzungsstunden.

Vorausgesetzt wird, daß eine Biomasse-BHKW-Anlage in einem existierenden oder zu errichtenden Nahwärmesystem entsprechend Abbildung 5-24 gekoppelt mit Holzhackschnitzel, Spitzenlastkesseln und Wärmespeichern eingeordnet wird. [49/S.19-21]

Abbildung 5-24 Vereinfachtes Schaubild der Wärmeerzeugungsanlage mit Biomasse-BHKW, Biomassekessel, Spitzenlastkessel und Wärmespeicher [49/S.20]

Das BHKW substituiert einen Teil der ungekoppelten Wärmeerzeugung einerseits, den Strombezug für die Deckung des Eigen- und Betriebsverbrauch andererseits. Zudem kann das BHKW überschüssigen Strom in das Verbundsystem einspeisen. Im Rahmen eines EU-ALTENER-Projektes ist die Entwicklung von Software zur Ermittlung des optimalen Auslegungsanteiles von BHKW und Biomassekesseln vorgesehen.[58/S.19]

Abbildung 5-25 Jahresdauerlinie der Wärmelast mit Einordnung der Anlagenkomponenten für eine Auslegungs-Wärmeleistung des Gesamtsystems von 3 MW [57/S.20]

Abbildung 5-25zeigt die Jahresdauerlinie der Wärmelast mit optimaler Einordnung der Anlagenkomponenten einer Biomasse-Heizzentrale für eine Auslegungs-Wärmeleistung des Gesamtsystems von 3 MW.

Für dieses Beispiel wurde ein Betrieb des Wärmeversorgungssystems auch außerhalb der Heizperiode mit einer jährlichen Betriebsdauer von 8.500 h/a zugrundegelegt. Die Vollaststunden der kompletten Wärmeerzeugungsanlage betragen 2.550 h/a und unter Berücksichtigung der vorausgesetzten Wärmeverluste von 30% ergibt sich für den Abnehmerbereich eine Vollaststundenzahl von 1.785 h/a. Der Auslegungs-Wärmeleistung von 600 kWth ist eine elektrische Leistung von 250 kWel zugeordnet.

Eine Aussage zu bevorzugten Vollaststunden des Biomasse-BHKW setzt immer die Betrachtung des Gesamtsystems der Wärmeversorgung und der Bedingungen für den „Wert“ des erzeugten Stromes voraus. Generell trägt das Biomasse-BHKW Grundlastcharakter. Seine Vollaststunden werden kaum unter 500 h/a wirtschaftlich vertretbar sein. Ausnahmen können ihr Einsatz als Entsorgungseinrichtung für biogene Reststoffe bzw. für Altholz bilden, deren Deponierung mit steigenden Kosten verbunden sind. [49/S.21]

5.3.1.2 Beispiele für bereits in Betrieb befindliche Anlagen

- Biomassegroßkraftwerk in Brista: [59/S.9-22]

Die Anlage in Brista ist ein mit Biobrennstoffen gefeuertes Heizkraftwerk, liegt ca. 40 Kilometer nördlich von Stockholm und wurde Ende des Jahres 1996 in Betrieb genommen. Die gesamten Investitionskosten des Kraftwerks betragen ca. 100 Millionen US Dollar.

Das Kraftwerk liefert 684 TJ (190 GWh) Elektrizität und 1.296 TJ (360 GWh) Fernwärme und stellt somit 25% vom Elelektrizitätsbedarf und 70% vom Fernwärmebedarf für zwei Städte zur Verfügung. Die Anlage wird, wie bei Heizkraftwerken in Skandinavien üblich, jährlich ca. 5.000 bis 6.000 Betriebsstunden genutzt.

Als Brennstoff werden im Brista-Kraftwerk Hackspäne aus dem Wald benutzt. Ferner wird Altholz in der Anlage verbrannt, Torf wird Ersatzbrennstoff für die Anlage sein. Jährlich werden 250.000 bis 300.000 Tonnen Holzabfälle verbrannt, zusätzlich können später sortierte Haushaltsabfälle bis 10% von der Feuerleistung mitverbrannt werden. Brennstoffe werden aus einer Entfernung von höchstens 80 Kilometer zu dem Kraftwerk geliefert.

Das Kraftwerk arbeitet mit einem zirkulierenden Wirbelschichtkessel der zweiten Generation der Fa. Foster Wheeler.

Die größte Anlage der Fa. Foster Wheeler in Betrieb hat eine Leistung von 165 MWe und die größte im Bau befindliche Anlage hat eine Leistung von 235 MWe. Nach Angaben des Unternehmens sind Biomassekraftwerke bis zu 400 MWe möglich.

Hauptdaten von Brista:

Diese Anlage beweist, daß ein Heizkraftwerk mit Feuerung von reinen Biobrennstoffen auch für zentrale Biomasse-Nutzung eine mögliche Alternative darstellt.

- Landwirtschaftliche Biogasanlage in St. Martin, Burgenland: [53/S.87-93]

Biogas wird über ein BHKW (1 m3 Biogas entspricht 23,4 MJ (6,5 kWh) Energieinhalt) verwertet. Dadurch entsteht elektrischer Strom und Wärme die im allgemeinen so aufgeteilt sind:

Auslegungskenndaten:

Gemeinsame Vergärung von 1.600 m3/a Molke und Putenmist von 25.000 Puten. Daraus erhält man täglich ca. 400 bis 450 m3 Biogas.

Hauptdaten:

- Erstes Holzvergaser - Blockheizkraftwerk [60/S.4]

In Glücksburg an der Ostsee ist das erste Holzvergaser-Blockheizkraftwerk in Betrieb. Restholz aus der Knickpflege wird in einem Gasgenerator zu einem Schwachgas aufgespalten. Dieses Gas treibt über einen modifizierten Gasmotor einen Generator an, der in das Netz der Stadtwerke Flensburg einspeist, während das Kühlwasser des Motors für die Gebäudeheizung eines Tagungs- und Seminarzentrums benutzt wird.

Die Leistung des BHKW beträgt ca. 25 kWel und 50 kWth bei einem Brennstoffverbrauch von 25 bis 30 kg Shreddermaterial pro Stunde. Das Konzept eignet sich für Leistungsklassen bis ca. 400 kWel.

- Demonstrationsanlage zur Biomasse-Vergasung mit nachgeschaltetem Gas- und Dampfturbinenprozeß in Värnamo/Schweden: [61/S.8,9]

Abbildung 5-26 Vereinfachtes Prozeßschema der Demonstrationsanlage zur Biomasse-Vergasung in Schweden [61/S.9]

Die international am weitesten fortgeschrittene Demonstrationsanlage entsprechend dem Bioflow-Konzept (Abbildung 5-26) wurde nach einer Entwicklungszeit von etwa 2 Jahren mit der Inbetriebnahme des konventionellen Teil und der Brennstoff-Aufbereitungsanlage im Jahr 1993 in Värnamo/Schweden in eine Versuchsphase übergeleitet. Der seit 1996 integrierte Biomasse-Vergaser ist mit einer zirkulierenden Druck-Wirbelschichtvergasung ausgestattet. Der elektrische Wirkungsgrad im Kraft-Wärme-Kopplungsbetrieb soll zwischen 40 bis 45% liegen; im Kondensationsbereich werden 44 bis 50% erreicht. Diese Anlage ist wegen seiner Komplexität und dem Gesamtaufwand für einen elektrischen Leistungsbereich von 20 bis 120 MW prädestiniert.

5.3.2 Endnutzung und Techniken zur energetischen Verwendung von Wasserstoff

Die folgenden Beispiele zur technischen Verwendung von Wasserstoff als Sekundärenergieträger sollen zeigen wie universell dieser Energieträger einsetzbar ist. Unter universell versteht man heutzutage neben möglichst viele Nutzanwendungen brauchbar zu sein, vor allem Sicherheit im Umgang mit dem Energieträger und Umweltverträglichkeit von der Gewinnung bis zur Anwendung. Weitere Vorteile von der Wasserstofftechnologie gegenüber derzeit im Einsatz befindlicher Verfahren der Energietechnik sind die Speicherbarkeit, Kompatibilität und eine Vielzahl von Kombinationsmöglichkeiten mit anderen Energieträgern. Ein Hauptargument für zukünftige energietechnische Anwendung ist unter langfristigen Aspekten gesehen die verschwindend geringe Schadstoffemission. [35/S.29-55]

- Großfeuerung mit Wasserstoff

Die Verbrennung von Wasserstoff ist Stand der Technik. Wasserstoff wird in der Großchemie in großen Mengen verbrannt, insbesondere, wenn sich eine Reinigung nicht lohnt. Es werden sogenannte Industrie- oder Allgasbrenner verwendet, bei denen Luft oder reiner Sauerstoff schon vorher beigemengt wird. Zündquelle ist in der Regel ein elektrischer Funke. Solche Brenner sind grundsätzlich für alle Brenngase verwendbar. Da die Flammengeschwindigkeit bei Wasserstoff etwa viermal so groß wie bei Stadtgas und siebenmal so groß wie bei Erdgas ist, müssen Vorkehrungen gegen das Rückschlagen der Flammen getroffen werden. Durch Erhöhung des Brenngas- und Luftdrucks kann man die Flammenaustrittsgeschwindigkeit steigern und somit ein Rückschlagen der Flammen verhindern. [38/S.66]

- Wasserstoff-Luft-Brenner kleinerer Leistung

Derartige Brenner sind heute noch nicht Stand der Technik. Ihre Entwicklung kann auf den Erfahrungen mit stark wasserstoffhaltigem Stadtgas (bis zu 60 Vol-%) aufbauen. Bei diesen Brennern, die z.B. im Haushalt- oder Dienstleistungssektor eingesetzt werden könnten, strömt das Gas unter geringem Druck aus und vermischt sich erst in der Flamme mit Luft. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt ist es noch unklar, wie rückschlag-, bedienungssichere und leicht regelbare Wasserstoffbrenner für den Haushalt konstruiert sein sollen. [37/S.25]

5.3.2.1 Katalytischer Heizer

Das Prinzip der katalytischen Verbrennung ist seit langem bekannt („Döbereiners Feuerzeug“); die Realisierung dieses Konzepts erfordert jedoch noch erhebliche Entwicklungsarbeit. Zu unterscheiden sind rein katalytische Heizer bei Umgebungstemperatur sowie Hybridsysteme, welche katalytisch unterstützte Verbrennung zwischen 500 und 1.200°C möglich machen.

Hinsichtlich der ersteren, der kalten Verbrennung ohne Flamme, wird das ankommende Wasserstoffgas über eine beispielsweise aus poröser Keramik bestehenden Verteilerplatte der darüberliegenden, ebenfalls aus poröser Keramik gebildeten Katalysatorplatte zugeführt. Es erfolgt eine Reaktion von Wasserstoff mit Luftsauerstoff. Die Temperatur steigt von der Oberfläche nach innen zu an, wobei durch entsprechende konstruktive Maßnahmen ein Anstieg auf die Zündtemperatur des Wasserstoff von etwa 650°C und sich damit ergebende Flammenbildung unter allen Umständen vermieden werden muß. Das gleiche gilt für die Vermeidung heißer Flecken zufolge inhomogener flächenbezogener Katalysatoraktivität.

Die primären Vorteile katalytischer Heizer liegen in der Anpassung des Temperaturniveaus an den Bedarf (z.B. für Raumheizung oder Warmwasser), in der prinzipiell möglichen Ausnutzung des Brennwerts (Wirkungsgrad bei Verbrennung mit reinem Sauerstoff ca. 99,9%) und im praktisch schadstofffreien Betrieb (bei Temperaturen bis 500°C bilden sich so gut wie keine Stickoxide).

Infolge dieser Eigenschaften ergeben sich Anwendungen vor allem im industriellen Bereich, etwa für Trocknungsanlagen oder zur schwachen Beheizung größerer Flächen.

5.3.2.2 Wasserstoffturbinen

Mit Wasserstoff betriebene Gasturbinen können als Wärmekraftmaschinen oder als Strahltriebwerke eingesetzt werden. Sie besitzen den Vorteil geringer Wartungserfordernisse und hoher Lebensdauer. Sowohl beim Strahltriebwerk wie auch bei der Wärmekraftmaschine ergeben sich für den Wasserstoff erhebliche Vorteile: Die Brennkammer ist kompakter, und auf den Turbinenschaufeln gibt es keine hinderlichen Ablagerungen (fehlen von Verbrennungsrückständen und Aschepartikel) und Korrosionen wie bei fossilen Brennstoffen. Deshalb kann die Eintrittstemperatur stationärer Turbinen bis auf die durch die Materialfestigkeit gesetzten Grenzen angehoben werden. Die Berücksichtigung der Anhebung der Turbineneintrittstemperatur auf etwa 950°C ermöglicht eine Wirkungsgradsteigerung von etwa 30%. [35/S.37]

Flüssiger Wasserstoff kann zudem zur Kühlung der Luft am Verdichtereintritt verwendet werden. Damit verringert sich die Verdichterleistung bzw. erhöht sich die nutzbare Wellenleistung, was den zu Verflüssigung des Wasserstoffs erforderlichen Aufwand teilweise kompensiert.

Die Vorteile der Gasturbinen, ihr einfacher Aufbau, schnelles und verlustarmes Anfahren, können dabei weitgehend erhalten bleiben. Da Turbinen im Vergleich zu Gasmotoren bei gleicher Baugröße größere Leistungen haben, können sich Anwendungen für dezentrale Versorgungseinheiten für Ortschaften oder Stadtbezirke ergeben.

5.3.2.3 Verbrennungskraftmaschinen

Verbrennungskraftmaschinen mit innerer Verbrennung eignen sich gut für den Betrieb mit Wasserstoff und besitzen darüber hinaus noch ein großes Entwicklungspotential. Infolge des großen Zündbereichs von 5 bis 75 Vol.-% ist bei Wasserstoff ein Motorbetrieb mit sehr hohem Luftüberschuß, d.h. unter entsprechend reduzierter Stickoxidemission möglich. Ein mit Wasserstoff betriebener Ottomotor kann sowohl im sehr mageren wie auch extrem fetten Mischungsbereich betrieben werden, was eine Qualitätsregelung über den Kraftstoffanteil des Gemisches ermöglicht. Ottomotoren können im Teillastbereich etwa die Wirkungsgrade konventioneller Dieselmotoren erreichen.

Gewisse Nachteile der äußeren Gemischbildung bei Umgebungstemperatur wie z.B. Neigung zu Früh- und Rückzündung lassen sich durch innere Gemischbildung mit kryogenem Wasserstoff und Direkteinspritzung kompensieren. [62/S.205f]

5.3.2.4 Wasserstoff/Sauerstoff-Dampferzeuger

Ein zukünftiger Anwendungsbereich des Wasserstoffs in der Energietechnik wird die indirekte Speicherung elektrischer Energie sein. Die Elektrizitätserzeugung aus Wasserstoff stellt eine technisch attraktive Möglichkeit mit hoher Flexibilität in der Anpassung an die etablierten Kraftwerkstechniken dar. Hierbei kann der bekannte Dampfturbinenprozeß bei Wasserstoff/Luft-Verbrennung in ähnlicher Weise wie bei fossilen Brennstoffen eingesetzt werden.

Die Deutsche Forschungs- und Versuchsanstalt für Luft- und Raumfahrt (DFVLR) in Stuttgart entwickelte einen Dampferzeuger, bei dem die Verwendung von reinem Sauerstoff anstelle von Luft möglich ist. Dies führte zum Wasserstoff-Sauerstoff-Dampfturbinenprozeß, wobei statt des Dampfkessels eine Brennkammer angeordnet ist.

Anhand des prinzipiellen Aufbaus eines H2/O2-Dampferzeugers Abbildung 5-27, soll die Funktionsweise erklärt werden:

Abbildung 5-27 Prinzipaufbau eines H2/O2-Dampferzeugers [35/S.45]

Wasserstoff und Sauerstoff werden durch einen Einblaskopf (1) gleichmäßig verteilt in eine Brennkammer (5) eingeführt und dort mit Hilfe einer Zündflamme, die in einer zentral eingebauten Zündkammer erzeugt wird, gezündet. Das über 3.000°C heiße Verbrennungsgas wird durch Zugabe von Wasser stufenweise auf die gewünschte Dampftemperatur zwischen 500 und 1.000°C abgekühlt. Das Wasser wird zu diesem Zweck über mehrere Injektorringe (6,7) radial in die Brennkammer gedrückt. Der Dampf kann danach direkt einer nachgeschalteten Turbine zugeführt werden. [63/S.232f]

Der im Zuge eines Technologieprogramms bei der DFVLR erreichte Entwicklungsstand des H2/O2-Dampferzeuger wird wie folgt beschrieben: [63/S.236f]

Einen Nachteil stellt die bei direkter Speisung der Hochdruckturbine erforderliche Kühlung des von der Brennkammer gelieferten Dampfes mittels Wassereinspritzung dar. Auf diese Weise wird die durch die H2/O2-Verbrennung erreichbare hohe Temperatur (3.000 bis 4.000°C) thermodynamisch entwertet. Damit kann gerade der Bereich der hohen Temperaturen nicht ausgenutzt werden, in dem die teure H2/O2-Technik wirtschaftliche Vorteile bieten könnte. Hier wäre der Einsatz eines echten Hochtemperaturverfahrens zur elektrischen Energieerzeugung (z.B.: H2/O2-Magnethydrodynamischer (MHD-) Generator) eine näher zu untersuchende Alternative.

5.3.2.5 Brennstoffzellen

Eine Brennstoffzelle ist von ihrer Funktion her ein Energiewandler, der aus chemischer Energie direkt elektrische Energie und Wärme erzeugt. Diese Reaktion kann aufrechterhalten werden, solange die chemischen Reaktionspartner kontinuierlich zugeführt werden. Die Brennstoffzelle ist somit ein Energiewandler, der einerseits Gleichstrom und andererseits Wärme erzeugt ohne vom Carnot-Faktor abhängig zu sein.

Als wesentliche Vorzüge einer Brennstoffzelle sind folgende Punkte anzuführen: Die Stromerzeugung erfolgt direkt aus Brennstoffen, d.h. aus chemisch gebundener Energie. Die Energiewandler erfolgt ohne bewegte Teile

Die Reaktions- bzw. Transportvorgänge in einer Brennstoffzelle - und damit ihr Wirkungsgrad - werden in hohem Maße von Qualität und Anordnung der Elektrodenflächen bestimmt. Die von einer einzelnen Zelle gelieferte Spannung liegt in der Größenordnung von 1 Volt. (Zu beachten ist, daß die Spannung von der Temperatur- und Strombelastung abhängig ist. Steigende Belastung hat in der Regel einen Wirkungsgradverlust zur Folge, so daß die Vorteile im Teillastbereich liegen.) Deshalb werden die einzelnen Zellen zu einem Brennstoffzellenstapel, dem „Stack“ zusammengebaut und in Reihe geschaltet. Die einzelnen Zellenspannungen addieren sich zu einer Gesamtspannung von z.B. 48 Volt. Abbildung 5-28 zeigt das Prinzip, nach dem z.B. ein PAFC-Stack aufgebaut ist. [64/S.90-98] Abbildung 5-28 Prinzipieller Aufbau eines PAFC-Stack [65/S.18]

In diesem Stack sind zwei Zellen enthalten. Die untere der beiden ist eine Randzelle, bei der die entstehende Wärme im Stack über eine Kühlplatte mit einem Medium (Luft oder Wasser) abgeführt wird. Zwischen den Zellen befindet sich die bipolare Platte. Sie verhindert die Vermischung der Gase und ermöglicht durch die Geometrie den geregelten Zu- und Abfluß.

Wie in Tabelle 5-17 gezeigt gibt es unterschiedliche Typen von Brennstoffzellen, die im folgenden kurz charakterisiert werden. Wesentliches Unterscheidungsmerkmal, auch in Hinblick auf die Einsatzmöglichkeiten, stellt die Betriebstemperatur dar. So unterscheidet man üblicherweise zwischen den Niedertemperatur-Brennstoffzellen (AFC, PEMFC), Mitteltemperatur-Brennstoffzelle (PAFC) und den Hochtemperatur-Brennstoffzellen (MCFC, SOFC).

Diese Unterscheidung anhand der Temperatur steht in gewisser Weise in Verbindung mit den Einsatzmöglichkeiten. Den Niedertemperatur-Brennstoffzellen wird zunächst für mobile Anwendungen und den Hochtemperatur-Brennstoffzellen für stationären Betrieb der Vorzug gegeben.

Mit ansteigender Temperatur sinken auch die Anforderungen an die Qualität der eingesetzten Materialien, z.B. Reinheit der Katalysatoren und Gase. Andererseits werden durch die hohe Temperatur zusätzliche Anforderungen an die Auswahl der Werkstoffe gestellt. Die technische Reife ist bei Niedertemperatursystemen (Ausnahme DMFC) heute wesentlich besser als bei den Hochtemperatursystemen.

Die Brennstoffversorgung stellt für den Einsatz der Brennstoffzellen eine wesentliche Randbedingung dar. Der primäre Brennstoff für die genannten Brennstoffzellen (ausgenommen DMFC) ist zunächst Wasserstoff. Dieser Wasserstoff kann flüssig, gasförmig unter Druck oder an Metallhydrid gebunden in Behältern gespeichert werden, könnte aber auch über ein Leitungsnetz zur Verfügung gestellt oder vor Ort erzeugt werden. [64/S.90-98]

Tabelle 5-17 Übersicht zu den unterschiedlichen Brennstoffzellentypen und ihren charakteristischen Merkmalen [13; 65/S.16]

Potentielle Anwendungsgebiete der Brennstoffzelle:

Tabelle 5-18 Beispiele für denkbare Einsatzgebiete der Brennstoffzelle [65/S.19]

Mit der Brennstoffzelle steht eine Gleichstromquelle zur Verfügung, deren Abwärme zusätzlich genutzt werden kann. Mit entsprechender Stromrichtung kann auch Wechselstrom erzeugt werden. Aus diesen Eigenschaften ergibt sich bereits die gesamte Bandbreite der potentiellen Anwendungsmöglichkeiten. Der Leistungsbereich kann sich je nach Erfordernis vom Wattbereich bis in den Multimegawattbereich erstrecken. Gerade bei sehr kleinen Leistungen (<1 kW) könnte sich als Ersatz für herkömmliche Batterien ein heute kaum abschätzbarer Markt ergeben.

- Außenluftunabhängiger Betrieb für Unterwasseranwendung und Raumfahrt

In diesen Bereichen handelt es sich um typische Sonderanwendungen mit nur kleinem Marktvolumen. Für beide Anwendungen stehen heute leistungsfähige Anlagen auf kommerzieller Basis zur Verfügung. Die hohen Kosten lassen jedoch eine Überführung in die Breitenanwendung nicht zu.

- Energiespeichersysteme für regenerative Energien

Das System besteht aus einer regenerativen Energiequelle, die meist nur diskontinuierlich Strom liefern kann, wie dies z.B. bei Photovoltaikanlagen oder Windkraftanlagen der Fall ist. Um die Energie für Zeiten zu speichern, in denen diese Energiequellen nicht oder unzureichend zur Verfügung steht, ist eine Speicherung in Form von Wasserstoff möglich. Wasserstoff wird dabei durch Elektrolyse erzeugt und im Bedarfsfall mit einer Brennstoffzelle in Strom umgewandelt. Diese Anwendung wurde bereits im energieautarken Haus der Fraunhofer Gesellschaft in Freiburg demonstriert, wo eine 1 kW PEMFC von Siemens im Einsatz ist. Prinzipiell besteht auch die Möglichkeit, ein PEM-System sowohl als Elektrolysezelle als auch als Brennstoffzelle zu betreiben, was den Aufwand verringern würde.

- Dezentrale Kraftwerke

Hier ist zunächst bezüglich des Leistungsbereichs zu unterscheiden. Dezentrale Stromversorgung kann in der Größenordnung von 10 kW liegen, wie sie etwa für ein Einfamilienhaus benötigt wird, oder im Bereich von mehreren 100 kW für Bürogebäude, Krankenhäuser etc. und kann bis in den Megawattbereich zur Versorgung von Siedlungen gehen.

Für die Anwendung im Einfamilienhaus stellt die PEMFC eine Möglichkeit zur Wärmeerzeugung bei gleichzeitiger Stromerzeugung dar. Wasserstoff als Brennstoff ist hier Voraussetzung. Eine andere Entwicklungslinie verfolgt die Firma Sulzer, die für diesen Anwendungsbereich ein SOFC-System entwickelt. Die Zielkosten liegen bei der Hausenergieversorgung bei zunächst etwa 7.000 S/kW.

Von der Firma ONSI wird ein installationsfertiges Blockheizkraftwerk mit PAFC inklusive Reformer und Wechselrichter mit 200 kW angeboten.

Für größere Leistungsbereiche sind die Hochtemperatur-Brennstoffzellen MCFC und SOFC geeignet. Durch die hohe Abgastemperatur ist es möglich, die Abgase zusammen mit dem noch vorhandenen Überschußwasserstoff in einem nachgeschalteten Gas- und Dampfturbinenprozeß (GuD) zu nutzen und so den elektrischen Gesamtwirkungsgrad bei SOFC-Anlagen mit GuD-Prozeß bis 70% zu steigern. Abbildung 5-29 stellt den elektrischen Nettowirkungsgrad verschiedener Stromerzeugungsanlagen gegenüber.

Abbildung 5-29 Elektrische Nettowirkungsgrade verschiedener Stromerzeugungsanlagen [69/S.23]

- Mobile Anwendung im Straßenbereich und auf der Schiene

Für die Anwendung im Verkehrsbereich steht für kommende Anwendungen zunächst die PEMFC zur Verfügung. Wesentlicher Vorteil ist hier die kurze Einschaltdauer und die dynamische Belastbarkeit der PEMFC, die auch kurzzeitig bis zu 100% Überlast zuläßt. Die DMFC könnte bei entsprechendem Entwicklungsfortschritt vielleicht ab dem Jahr 2010 die Nachfolge antreten.

Während bei den Busanwendungen zunächst Wasserstoff als Brennstoff eingesetzt wird, was durch den flottenmäßigen Einsatz praktikabel ist, wären für den Individualverkehr natürlich flüssige Brennstoffe erstrebenswert, das im Tankstellennetz bereitgestellt werden könnten.

Die DAIMLER-BENZ AG investiert in den nächsten 8 Jahren 450 Mio. kanadische Dollar in ein Projekt für ein brennstoffzellenbetriebenes Fahrzeug, mit der Bezeichnung „NECAR II“ (New Elektric Car). In Zusammenarbeit mit dem kanadischen Unternehmen BALLARD wird eine Polymerelektrolytmembran-Brennstoffzelle (PEM) entwickelt mit einer Leistung von 50 kW (2 Stacks zu 25 kW) die mit Methanol betrieben werden kann.

Technisch wird die Brennstoffzelle in einer Vielzahl von Anwendungen als Stromquelle einsetzbar sein und vorhandene Systeme ersetzen können, wobei die Brennstoffzellen spezifische Vorteile bei der Abgas- und Geräuschemission, beim Wirkungsgrad, im Teillastverhalten, durch modulare Bauweise und Verschleißarmut aufweisen.

Der kommerzielle Erfolg - und damit die Breitenanwendung - wird sich jedoch nur einstellen können, wenn die anstehenden Entwicklungsprobleme gelöst werden und funktionssichere Systeme mit entsprechender Lebensdauer zu einem konkurrenzfähigen Preis verfügbar sein werden.

Der zeitliche Horizont für die Kommerzialisierung in Teilbereichen wird dabei sowohl von der Bewertung der Umweltfreundlichkeit als auch von der Entwicklung der Brennstoffpreise beeinflußt werden.

5.3.3 Endnutzung und Techniken zur energetischen Verwendung von elektrischer Energie

Die nun hundertjährige Geschichte der Stromversorgung ist gekennzeichnet durch einen nahezu stetigen Anstieg des Stromverbrauchs. Dies ist ein Zeichen dafür, daß die Elektrizität wesentliche Grundbedürfnisse der Gesellschaft besser als jeder andere Energieträger erfüllen kann und daß sie für bestimmte Anwendungen in der Wirtschaft prädestiniert war bzw. bestimmte technische Fortschritte sowie Effizienzsteigerungen nur mit ihrer Hilfe möglich waren. Es sind im wesentlichen die Bereiche der Beleuchtung, Mechanisierung und Automatisierung, die in der Vergangenheit die Ausweitung der Stromversorgung getragen haben.

Strom oder, genauer gesagt, elektrische Energie ist eine Energieform, die einige spezifische Eigenschaften aufweist. Dies ist unter anderem eine hohe thermodynamische Qualität (reine Exergie). Elektrischer Strom ist nicht an Masse gebunden und wird mit Lichtgeschwindigkeit transportiert. Er hat vielfältige Wirkungsmechanismen, wie z.B. die elektrische bzw. magnetische Kraftwirkung. Außerdem ist die elektrische Energie am Ort ihres Verbrauchs emissionsfrei (was auf ihre Erzeugung ggf. nicht zutrifft). Diese Eigenschaften erlauben eine örtliche Trennung von Erzeugung und Anwendung, die Umwandelbarkeit in alle Nutzenergieformen mit hohem Wirkungsgrad, genauer Dosierbarkeit, eine feuerfreie Wärmebereitstellung, eine hohe Leistungskonzentration sowie die Erzeugung, Übertragung, Speicherung und Verarbeitung von Informationen. Darüber hinaus kann elektrischer Strom aus allen Primärenergieträgern gewonnen werden. [67/S.231ff]

5.3.3.1 Elektrische Krafterzeugung

Zur Bereitstellung mechanischer Energie wird etwa die Hälfte des gesamten Stromverbrauchs verwendet. Vom dominierenden Verbrauchsanteil der Industrie entfällt nach älteren amerikanischen Studien etwa ein Drittel auf den Betrieb von Pumpen und jeweils halb soviel auf Verdichter sowie Gebläse. Das restliche Drittel teilt sich auf die verschiedensten Antriebsarten auf, darin enthalten sind z.B. Werkzeugmaschinen, Walzwerke, Rührwerke, Zerkleinerungswerke, Transporteinrichtungen usw.

Als bevorzugte Kraftmaschine wird in über 90% aller Fälle der Drehstrom-Kurzschlußläufer-motor eingesetzt. Die Gründe für seine weite Verbreitung liegen im einfachen Aufbau, was sich einerseits in einem niedrigen Preis, andererseits in langer Lebensdauer bei weitgehender Wartungsfreiheit niederschlägt. Sein hauptsächlicher Nachteil besteht darin, daß eine Drehzahlstellung nur über eine Veränderung der Polpaarzahl oder der Versorgungsfrequenz erreicht werden kann. Durch die Entwicklung preisgünstiger Frequenzumrichter entfällt diese Beschränkung heute und in Zukunft weitgehend, zumindest im Leistungsbereich oberhalb 10 kW.

Zur Verringerung des Energieverbrauchs bei der Kraftbedarfsdeckung bestehen auf verschiedenen Ebenen Möglichkeiten, die auf eine verbesserte Anpassung der Anlage an den gewünschten Prozeß hinauslaufen, z.B. durch eine Veränderung der Bearbeitungsparameter oder durch den Wechsel auf eine andere Arbeitsmaschine.

Eine Erhöhung der Wirkungsgrade von Drehstrom-Asynchronmotoren kann in erster Linie erreicht werden

Aufgrund der Reduzierung der Kupfer bzw. Eisenverluste verringert sich der Energieverbrauch eines solchen „Energiesparmotors“, andererseits ist er zwangsläufig teurer in der Anschaffung. Die Relation zwischen Aufwand und Nutzen einer Vergrößerung der Aktivabmessungen wird mit steigendem Leistungsbereich ungünstiger. Deshalb ist eine solche Maßnahme in erster Linie für Maschinen unter 50 kW interessant. [67/S.145-148]

5.3.3.2 Elektrische Wärmeerzeugung

Zur Wärmeerzeugung werden rund ein Drittel des gesamten Stromverbrauchs verwendet, ungefähr 10% für Prozeßwärme und 20% für Raumwärme und Warmwasser.

Die Elektrospeicherheizgeräte dominieren mit 90% des Gesamtanschlußwertes den Raumheizungs-Stromverbrauch der Haushalte. Ansatzpunkt für eine Weiterentwicklung von Speicherheizgeräten sind eine verbesserte Kerntemperatur-Erfassung, d.h. die genaue Erfassung der Wärme in den Speichersteinen, sowie programmierbare Auf- und Entladesteuerungen, neue Speichermateralien und die weitere verstärkte Wärmedämmung.

Unter dem Stromverbrauch für Warmwasser in den Sektoren Haushalte und Kleinverbraucher versteht man zum einen, die zentrale oder dezentrale Bereitung von Brauchwarmwasser, zum anderen aber auch die an bestimmten Prozeß gebundene Wasser- bzw. Laugenerwärmung z.B. in Spül- und Waschmaschinen.

Hinsichtlich des Ortes und der Art der Umwandlung von elektrischer Energie in Prozeßwärme läßt sich folgende grundlegende Unterscheidung treffen: [67/S.148f]

Aufgrund der besonderen Eigenschaften der elektrischen Energie besitzen Elektroprozeßwärmeverfahren eine Reihe von Vorteilen gegenüber konventionellen Erwärmungstechnologien. Sie ermöglicht die Erzeugung sehr hoher Temperaturen, erlauben eine gute Regel- und Reproduzierbarkeit der Aufheizvorgänge sowie hohe Leistungsdichten. Der industrielle Strukturwandel, gekennzeichnet durch eine wachsende Bedeutung der Investitions- und Verbrauchsgüterindustrie sowie ein Trend zu höherwertigen Erzeugnissen, wie z.B. neue, noch leistungsfähigere elektronische Bauelemente, begünstigen das weitere Vordringen der Elektroprozeßwärmeverfahren. [67/S.236]

5.3.3.3 Lichterzeugung

Etwa 10% des gesamten Stromverbrauchs werden für Beleuchtungszwecke eingesetzt, davon die Hälfte im Sektor Kleinverbrauch, die andere Hälfte teilte sich zu etwa gleichen Teilen auf Industrie und Haushalte auf.

Differenziert nach den hauptsächlichen verwendeten Lampenarten, wird heute noch ein Drittel des gesamten Beleuchtungsstromverbrauchs in Glühlampen umgesetzt und damit etwa ein Zehntel der gesamten Lichtmenge erzeugt. Mit etwas über 55% des Beleuchtungsstromverbrauchs erzeugen die Leuchtstofflampen rund 80% der gesamten Lichtmenge. Für die übrigen Lampenarten (in der Hauptsache Hochdruck-Entladelampen) liegt der Anteil sowohl am Beleuchtungsstromverbrauch als auch an der erzeugten Lichtmenge bei ca.10%. [67/S.155f]

5.3.3.4 Informations- und Automatisierungstechnik

In fast allen kommerziellen, öffentlichen und zunehmend auch privaten Bereichen werden heute die vielfältigen Möglichkeiten der elektronischen Datenverarbeitung genutzt.

Die Leistungselektronik erlaubt es heute, den elektrischen Energiefluß so zu gestalten, wie er für einen bestimmten Anwendungsfall gefordert wird. Die hauptsächlichen Funktionen, die dies ermöglichen, sind:

Die hierfür prinzipiell geeigneten Halbleiterbauelemente (Thyristoren, Transistoren) lassen im Zuge ihrer Weiterentwicklung noch nennenswerte Verbesserungen hinsichtlich Strom- und Spannungsbelastbarkeit, Schalteigenschaften und Verlustminimierung erwarten. Neue Kühlsysteme und eine zunehmende Vernetzung mit Mikroprozessoren werden zu einer weiteren Steigerung der Zuverlässigkeit bei gleichzeitigem Rückgang des erforderlichen Wartungsaufwandes führen. [67/S.157f]

5.3.3.5 Elektrischer Straßenverkehr

Aufkommen und Energieverbrauch im Verkehr zeigen seit Jahren eine steigende Tendenz. Da sich bei verbrennungsmotorisch betriebenen Straßenfahrzeugen die Emissionen zu erheblichen Teilen unmittelbar am Ort der Erzeugung auch als Immissionen niederschlagen, resultiert daraus besonders im innerstädtischen Bereich eine erhebliche Schadstoff- und Lärmbelastung.

Das Elektroauto fährt dagegen emissionsfrei und im Geschwindigkeitsbereich bis 50 km/h fast geräuschlos. Es ist aber zu berücksichtigen, daß der hierfür erzeugte Strom - soweit er in thermischen Kraftwerken erzeugt wird - seinerseits Schadstoffemissionen verursacht.

Das am Einsatzort emissionsfrei Elektroauto weist trotzdem bei den Luftschadstoffen insgesamt erheblich geringere Werte auf als ein vergleichbares Verbrennungsmotorfahrzeug. [67/S.168]

5.4 Vergleich von Strom- und Wasserstoff-Verbundsystemen

In diesem Kapitel erfolgt eine überschlägige Abschätzung verschiedener Versorgungsvarianten mit einem Ferntransport von elektrischer Energie sowie flüssigem und gasförmigem Wasserstoff mit Blick auf energietechnische, ökonomische und energiewirtschaftliche Aspekte.

Dabei erfolgt, soweit die entsprechenden Daten bekannt sind ein ganzheitlicher energetischer Ansatz, d.h. unter Einschluß des Kumulierten Energieaufwandes (KEA) für die Herstellung, den Betrieb und die spätere Entsorgung der Energieanlagen. Die erforderlichen Prozeßkomponenten und Verarbeitungsschritte wurden in folgende fünf Bereiche eingeteilt:

Aus den Basisdaten der beschriebenen Bereiche werden folgende Szenarien betrachtet: Zur vergleichenden Beurteilung der energetischen Effizienz dieser Szenarien werden konventionelle Referenzsysteme mit den energietechnischen Rahmenbedingungen für Deutschland herangezogen.

Analyse der einzelnen Prozeßkomponenten:

Die folgenden Beispiele zeigen die ganzheitlichen Energiebilanzen einiger ausgewählter Prozeßkomponenten, wobei sich alle Zahlenangaben auf die Bereitstellung von 1 kWh Erdgas beim Verbraucher beziehen.

Für ein Systeme zur Wasserstoffgewinnung zeigt Abbildung 5-30 das Energieflußbild für die alkalische Hochdruckanalyse mit dem erwarteten Stand der Technik für das Jahr 2020. Bei einem Durchsatz von 750 Nm3 H2/h, einem Jahresnutzungsgrad von 75% (heute erreicht ca. 65%), einer Ausnutzungsdauer von 1000 h/a (z.B. in Kombination mit PV-Anlagen) und einer Lebensdauer von 20 Jahren sind pro kWh GH2 1,333 kWh an elektrischer Betriebsenergie sowie 0,0054 kWh Primärenergie für die Anlagenherstellung erforderlich. [68/S.425]

Abbildung 5-30 Energiebilanz einer alkalische Hochdruckanalyse [67/S.426]

Die Verflüssigung von Wasserstoff (LH2) und der Ferntransport von GH2 sind in Abbildung 5-31 dargestellt. Für Verkehrsanwendungen kommt wegen der wesentlich höheren Dichte nur LH2 in Frage. Die großtechnische Verflüssigung beruht auf den Claude-Prozeß, bei dem GH2 komprimiert und mittels flüssigem Stickstoff auf -196°C abgekühlt wird. Mit dieser Technik ergeben sich pro kWh LH2 Aufwendungen von 1,25 kWh an GH2, 0,3 kWh an elektrischer Energie sowie ein Kumulierter Energieaufwand für die Anlagenherstellung (KEAH) von 0,01 kWhprim.

Für den GH2-Transport wurde eine Strecke von 2.500 km, eine Ausnutzungsdauer von 6.000 h/a und eine Lebensdauer von 30 Jahren zugrundegelegt. [68/S.425f]

Abbildung 5-31 Energiebilanz für die Verflüssigung und den Ferntransport von Wasserstoff [67/S.427]

Abbildung 5-32zeigt die Energiebilanz einer Phosphorsäure-Brennstoffzelle. Für eine Anlage mit 10 MWel, einem elektrischen Nutzungsgrad von 50%, einer Ausnutzung von 4.000 h/a und einer Lebensdauer von 20 Jahren sind pro kWh elektrischer Energie etwa 2 kWh an GH2 Betriebsenergie und 0,011 kWhprim für die Anlagenherstellung zuzuführen (Stand der Technik 2020). [68/S.427]

Abbildung 5-32 Energiebilanz einer Phosphorsäure-Brennstoffzelle [67/S.427]

Systemvergleiche:

Für vier beispielhafte Versorgungsketten mit GH2 und LH2 werden im folgenden die Abhängigkeiten des Gesamtsystem-Nutzungsgrades von zwei maßgeblichen Faktoren quantifiziert:

Der Gesamtsystem-Nutzungsgrad gges ergibt sich aus der Nutzenergie Enutz beim Verbraucher (Heizwärme ab Kessel, mechanische Arbeit an der Motorwelle etc.), bezogen auf den Kumulierten Energieaufwand KEA für Herstellung, Betrieb und Entsorgung aller Komponenten: Die Transport- und Speicherverluste werden vom Transportweg und den Speicherdauern bestimmt; dabei können (wie im Falle des LH2-Schifftransports) auch gegenseitige Abhängigkeiten bestehen.

Der Erntefaktor EF der Stromerzeugung für die H2-Gewinnung spielt die wichtigste Rolle in diesen Beispielen. Er ergibt sich aus der Relation der Stromerzeugung Wel und dem Kumulierten Energieaufwand für das Kraftwerk KEAKW:

Im Falle erneuerbarer Energien ist keine Betriebsenergie erforderlich, KEAKW besteht damit nur aus dem Energieaufwand für die Herstellung des Kraftwerks. Der Erntefaktor von Kraftwerken mit erneuerbarer Energie beträgt 1,0 bei Photovoltaikanlagen in Mitteleuropa, 2,0 bei PV-Systemen in Nordafrika, ca. 9,1 für Windkraftanlagen und reicht bis zu 37,3 im Falle von Wasserkraftanlagen.

Bei der folgenden Betrachtung bleiben die Nutzungsgrade der „Grundkomponenten“ wie z.B. Elektrolyseur, Verflüssiger, HGÜ-Kopfstation, die weder von der Erzeugungsart noch von der Transportentfernung abhängen, unverändert. Der Gesamtsystem-Nutzungsgrad wird mittels Variation der beiden oben genannten Parameter ermittelt. [68/S.428]

- Verkehr:

In diesem Szenario wird eine Versorgung im Verkehrssektor mit LH2 angenommen. Der Wasserstoff wird aus einem Hochdruckelektrolyseur gewonnen, verflüssigt und zwischengespeichert. Anschließend wird er in einen Container umgefüllt und per Hochseeschiff nach Deutschland transportiert. Dort erfolgt die Verteilung im selben Container mittels LKW, es erfolgt ein zweiter Umfüllvorgang in den Kundentank. Bei diesem Szenario sind unterschiedliche Nutzungsgrade für den Einsatz in Verbrennungsmotoren bzw. in Fahrzeugen mit Brennstoffzellen zu unterscheiden.

Es ergeben sich die in Tabelle 5-19 aufgeführten Nutzungsgrade, jeweils einschließlich der Kumulierten Energieaufwendungen für die Herstellung.

Tabelle 5-19 Gesamtenergetische Nutzungsgrade bei der LH2-Versorgung von Kraftfahrzeugen [68/S.429] Abbildung 5-33 System-Nutzungsgrad für die Bereitstellung von LH2 im Verkehr [68/S.429]

Abbildung 5-33 zeigt die Abhängigkeit des Gesamtsystem-Nutzungsgrades vom Erntefaktor, der Strombereitstellung und den Transport- und Speicherverlusten. Aus den Zahlen wird deutlich, daß die Wasserstoffvariante nur unter Einsatz erneuerbarer Energien energetisch vorteilhaft ist.

Wird z.B. LH2 aus Photovoltaikanlagen in Nordafrika erzeugt, erreichen Brennstoffzellen-Fahrzeuge einen Gesamtsystem-Nutzungsgrad von ca. 35% und liegen damit doppelt so hoch wie konventionelle Fahrzeuge. Im Falle von Fahrzeugen mit H2-Verbrennungsmotor wird mit der gleichen Erzeugungstechnik ein nur geringfügig höherer Gesamtsystem-Nutzungsgrad als im Referenzfall erreicht.

Abbildung 5-34 zeigt die Kosten für die Bereitstellung einer kWh Endenergie LH2 für die Jahre 1995 und 2020. Lediglich bei Wasserkrafterzeugung sind Kosten von unter 7 Schilling/kWh heute schon möglich; die Spanne reicht bis zu 55 Schilling/kWh im Falle der PV-Erzeugung in Mitteleuropa. In allen Fällen (mit Ausnahme der Wasserkraft) ist in den nächsten 30 Jahren mit deutlichen Kostenreduzierungen zu rechnen.

Abbildung 5-34 Kosten für die LH2-Bereitstellung [68/S.430]

- Raumheizung:

Dieser Betrachtung liegt eine Versorgung mit GH2 zugrunde, der z.B. mittels Hochdruck-Elektrolyseuren erzeugt, auf etwa 80 bar verdichtet und über Pipeline transportiert wird. In Deutschland erfolgt eine Zwischenlagerung in Druckspeichern und eine Verteilung über ein Niederdrucknetz. Der Anwendungsnutzungsgrad im Heizkessel ist bei H2 geringfügig höher als im Erdgas-Brennwertkessel. Die Nutzungsgrade der wichtigsten Komponenten zeigt die Tabelle 5-20.

Aus dem Ergebnis dieses Ansatzes wird in Abbildung 5-35 deutlich, daß unter gewählten Rahmenbedingungen für die Transport- und Speicherverluste der Erntefaktor der Stromerzeugung bei 1,3 bis 1,5 liegen muß. Im Falle eines PV-Systems in der Sahara (EF = 2,0) liegt der Gesamtsystem-Nutzungsgrad bei rund 1,2 und damit um etwa 50% über dem heutigen Referenzfall.

Tabelle 5-20 Nutzungsgrade bei der Raumheizung mit GH2 [68/S.431] Abbildung 5-35 Gesamtsystem-Nutzungsgrad für die Bereitstellung von GH2 für die Raumheizung [68/S.432]

Abbildung 5-36zeigt einige Kostenbeispiele für die GH2-Bereitstellung. Die Spannweite reicht von wenigen Groschen/kWh für die thermischen Verfahren und den Chemie-Restwasserstoffen bis hin zu etwa 23 Schilling/kWh für die Photovoltaik-Kette. In fast allen Fällen besteht jedoch noch ein großes Kosten-Degressionspotential, sollte es zu einer großtechnischen Realisierung kommen.

Abbildung 5-36 Kosten für die GH2-Bereitstellung

- Strombereitstellung:

Für die GH2-Kette wird Strom bereitgestellt, mittels Hochdruckelektrolyseur GH2 erzeugt, über Pipeline nach Deutschland transportiert, dort gespeichert und anschließend in PAFC-Brennstoffzellen (Stand der Technik 2020) verstromt. Daraus ergeben sich die folgenden Prozeß-Nutzungsgrade: Tabelle 5-21 Gesamtsystem-Nutzungsgrade bei der Strombereitstellung mittels GH2 [68/S.433] Bei der „Stromkette“ wird die elektrische Energie über HGÜ direkt nach Deutschland transportiert. Dort wird die elektrische Energie zum Tages- und Saisonausgleich in großen Batteriespeichern zwischengespeichert und unmittelbar zur Versorgung des öffentlichen Netzes eingesetzt. Tabelle 5-22 zeigt die angesetzten Nutzungsgrade: Tabelle 5-22 Gesamtsystem-Nutzungsgrade bei der Strombereitstellung mittels HGÜ [68/S.433] Abbildung 5-37 Gesamtsystem-Nutzungsgrad für die Strombereitstellung mittels HGÜ bzw. Brennstoffzellen [68/S.434]

In Abbildung 5-37 sind die Zusammenhänge für beide Arten der Strombereitstellung veranschaulicht; die beiden unterscheiden sich im Gesamtsystem-Nutzungsgrad bei sonst gleichen Rahmenbedingungen in etwa um den Faktor zwei. Die Nutzungsgrade bei der Stromerzeugung müssen zwischen 50 und 65% in der HGÜ-Variante und zwischen 90 und 120% in der GH2-Variante liegen, um primärenergietechnisch gleichauf mit dem heute gegebenen Referenzfall zu liegen.

Abbildung 5-38enthält Zahlenangaben zum Primärenergie- und Kostenaufwand verschiedener Systeme zur „Wiederverstromung“ von elektrolytisch erzeugtem Wasserstoff. Wenn die gekoppelt erzeugte Wärme nicht bewertet wird, ergeben sich damit Kosten zwischen rund 7 Schilling/kWh bei der Wasserkraftvariante bis hin zu knapp 140 Schilling/kWh im Falle photovoltaisch erzeugten Stroms. Auch hier können sich noch erhebliche Reduktionspotentiale der Gewinnungskosten ergeben.

Abbildung 5-38 Kosten für die Stromerzeugung aus Wasserstoff [68/S.434]

Selbst wenn sich viele der in den aufgezeigten Szenarien zugrundegelegten Basisdaten nur überschlägig angeben lassen erkennt man deutlich, daß die beiden Sekundärenergieträger für ein regeneratives Energiesystem hervorragend geeignet sind.

Besonders großer Untersuchungsbedarf besteht noch in den Techniken der langfristigen Energiespeicherung bzw. dem systemimmanenten Speichereffekt durch die große geographische Ausdehnung. So ist heute noch nicht in jedem Fall eindeutig zu entscheiden, ob zur Erhöhung der Versorgungssicherheit und des solaren Deckungsgrades besser eine Erhöhung der Erzeugungskapazität oder ein Ausbau von Speicherkapazitäten günstiger ist.

Beim heutigen Preisniveau der fossilen Energieträger sind die Kostenunterschiede zur Wasserstoffenergiewirtschaft noch dramatisch hoch. Es besteht jedoch Hoffnung und Aussicht, daß sich durch eine Intensivierung der Forschung und Entwicklung auf diesem Gebiet die Kosten noch erheblich senken lassen, bei gleichzeitig zu erwartendem langfristigen Anstieg der Preise für fossile Energien. Insbesondere die extrem günstigen Emissionen bei der Wasserstoffanwendung sind ein wesentlicher Bonus für die weitere Erforschung und Erprobung dieser Technik.