Energetische Nutzung

Allgemeines
Es ist wichtig zwischen der Wertigkeit einzelner Energieumwandlungstechnologien zu unterscheiden (Wärme, Strom, Kraftstoff etc.). Die Frage, ob eine Energieform als edler bzw. unedler bezeichnet wird hängt davon ab, wie effizient eine Energieform in eine andere umgewandelt werden kann (z.B.: Strom zu Wärme, Strom in mechanische Energie und jeweils umgekehrt etc.). So kann Strom fast vollständig in Wärme umgewandelt werden, Wärme jedoch nur bedingt in Strom. Strom stellt daher einen sehr hochwertigen Energieträger mit vielen Anwendungsmöglichkeiten dar. Dies liegt nicht an einer mangelhaften Technologie, sondern unterliegt Naturgesetzen. Strom wird in vielen Bereichen unserer Gesellschaft benötigt.  Für die Stromgewinnung aus Biogas stehen verschiedene Möglichkeiten zur Verfügung. Die gebräuchlichste Art der Stromproduktion besteht aus der Verbrennung des Biogases in einem Gas-Otto- oder Zündstrahlmotor, an den ein Generator zur Stromerzeugung gekoppelt ist. Durch die Erzeugung von Strom und die durch die Verbrennung gewonnene Wärme spricht man auch von einem BlockHeizKraftWerk (BHKW). Der so produzierte Strom wird überwiegend ins öffentliche Stromversorgungsnetz eingespeist und wird nach dem Ökostromgesetz vergütet. In neuerer Zeit wird auch vermehrt versucht, zur Stromerzeugung Brennstoffzellen und Mikrogasturbinen zu verwenden.

 

I Stromproduktion in einem BHKW
Ein BHKW – Modul besteht aus einem Verbrennungsmotor und einem Generator sowie aus einem Wärmetauschersystem und einer SRT Einrichtung (Steuerungs- und Regelungs- Technik). Für eine Verbrennung im BHKW muss das Biogas bestimmte Anforderungen erfüllen.

Gas-Ottomotoren und Zündstrahlmotoren
Gas- Ottomotoren sind die mit Abstand am häufigsten eingesetzten BHKWs in Österreich. Bei Gas- Ottomotoren sollte der Schwefelwasserstoffgehalt im Biogas die Werte von 150 – 200 ppm/m³ Gas nicht überschreiten. Problematische Gasbestandteile entstehen vor allem bei der Kofermentation von biogenen Abfällen. Hier können Siloxane und Phosphorverbindungen zu Problemen im Motorraum und im Abgas führen [Herdin 2002]. Gas- Ottomotoren sind speziell für den Gasbetrieb optimiert und arbeiten nach dem normalen Ottoprinzip. Es können aber auch umgebaute Dieselaggregate  mit ausgestatteten Zündkerzen verwendet  werden. Im Gegensatz zum Gas- Ottomotor arbeitet der Zündstrahlmotoren nach dem Dieselprinzip. Das Biogas wird hier über einen Gasmischer der Verbrennungsluft beigefügt und durch das eingespritzte Zündöl gezündet. Der Zündanteil macht dafür ca. 10 % der zugeführten Brennstoffleistung aus. Als Zündöl kann z.B. Biodiesel verwendet werden. Für einen Gas- Ottomotor kann mit Investitionen von ca. 800 € und bei Zündstrahlmotor von ca. 750 € je KW installierter elektrischer Leistung und erreichen einem elektrischen Wirkungsgrad von ca. 40 % [Eder B., Schulz H, 2006].

 

 

Brennstoffzelle
Die Brennstoffzelle ist ein elektrochemischer Wandler, in dem sich Wasserstoff mit Sauerstoff in einem kontrollierten elektrochemischen Prozess (im Gegensatz zu Verbrennung oder Explosion) verbindet – dabei werden elektrischer Strom und Wärme erzeugt. Das Funktionsprinzip ist bei allen Zelltypen grundsächlich das selbe. Der elektrische Wirkungsgrad ist sehr gut (bis 70%) und je nach Zelltyp können zusätzlich Temperaturen von bis zu 1.000 °C für eine thermische Nutzung bereitgestellt werden. Das Biogas muss zur Verwendung in der Brennstoffzelle aufbereitet werden.

Aus dem Biogas muss unbedingt H₂S entfernt werden, um die Membranen zu schützen. Einige Zelltypen reagieren weniger empfindlich und kommen mit CO₂ und CO sehr gut zu recht. Diese Gasbegleitstoffe müssen daher z.T. nicht entfernt werden. So z.B. bei der PAFC (Phosphorsaure Brennstoffzelle), MCFC (Schmelzkarbonat-Brennstoffzelle). Diese beiden Zellarten sind die am weitest ausgereiftesten und werden bereits kommerziell eingesetzt. Die PAFC wird in Europa zum Teil gar nicht eingesetzt, wird aber in Japan bereits eingesetzt. Die PAFC ist nach Aussage von Experten, die weltweit am häufigsten eingesetzte Brennstoffzelle. Den beiden Zelltypen wird in den verschiedenen Leistungsklassen nach weiterer Entwicklung ein großes Potential bei der Nutzung von Biogas vorausgesagt. Die Brennstoffzelletechnologie ist jedoch noch sehr teuer. So können für eine PAFC mit Kosten von ca. 2.000 € und für die MCFC mit momentan 8.000 € je KW installierter elektrischer Leistung gerechnet werden. Die im Gegensatz zum Gas-Otto BHKWs höheren Wirkungsgrade und Standzeiten von bis zu 80.000 h (Gas-Otto BHKW ca. 60.000h) könnten bei entsprechender Kostenreduktion zu einem verstärkten Einsatz der Brennstoffzellentechnologie führen. Wann Brennstoffzellen die Gas-Otto BHKWs als Standardaggregat bei der Verstromung von Biogas ablösen werden, ist jedoch nicht absehbar.

 

Mikrogasturbine
Die Mikrogasturbine basiert auf der Technologie der Abgasturbolader und kommt mit einem einzigen bewegten Teil ohne Schmieröl aus. Dabei sitzen das Verdichterteil, die Leistungsturbine und ein Permanentmagnet-Generator auf einer gemeinsamen luftgelagerten Welle, die sich mit rund 96.000 Umdrehungen pro Minute dreht. Die Verbrennungsluft tritt durch den Generator ein und kühlt diesen dabei. Mit einem internen Radialverdichter wird die Verbrennungsluft auf ca. 5 bar verdichtet und im Rekuperator mit dem heißen Abgas vorgewärmt. In der Brennkammer wird das zuvor erzeugte Gemisch aus vorgewärmter Verbrennungsluft und Biogas entzündet und in der nach dem Antrieb der Turbine entspannt. Die heißen Abgase geben anschließend wiederum ihre thermische Energie an die Verbrennungsluft im Rekuperator ab. Der elektrische Wirkungsgrad liegt unter denen eines vergleichbaren Motors. Bei den Emissionswerten liegt die Mikrogasturbine deutlich vor den beiden anderen Systemen [Schmellkamp 2004]. Bisher werden Einheiten bis 200 KW elektrisch angeboten, welche auch modular betrieben werden können. Die Investkosten liegen im Schnitt um ca. 10 – 15 % über denen von Gas-Otto Motoren. Bei allen Preisangaben ist zu berücksichtigen, dass in der Regel der Preis je KW fällt je größer der eingesetzte Motor ist. Die Angaben für die Investkosten verstehen sich daher als Richtgrößen.

 

 

Gas- und Dampfkraftrubine (GuD)
Eine interessante Option ist die dezentrale Erzeugung und zentrale Nutzung des Biogases. So kann nach Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität anschließender Durchleitung durch das Gasnetz, dieses in einem entfernten Gas- und Dampfturbinen Kraftwerk (GuD) verstromt werden. In diesem GuD Kraftwerk wird durch Verbrennung des Gas- Luftgemisches eine Gasturbine angetrieben. Der aus einer Gasturbine abgegebene Dampf wird in einer nachfolgenden Dampfturbine zur weiteren Krafterzeugung genutzt. Es wird hier von einem Kombikraftwerk gesprochen. Um die Leistung noch zu steigern kann der von der Gasturbine abgegebene Dampf z.B. durch Biogas weiter erhitzt werden. Ein großer Vorteil ist der hohe Wirkungsgrad bei diesem kombinierten Prozess. So werden elektrische Wirkungsgrade von bis zu 58 % und eine Abgastemperatur von ca. 500 °C erreicht. Ein weiterer Vorteil der GuD Kraftwerke ist die Möglichkeit des schnellen Lastwechsels dar. Dass bedeutet sie können im Bedarfsfall schnell zugeschaltet als auch niedergefahren werden und decken damit Stromspitzen im Verbrauch ab.

 

II Wärmenutzungsmöglichkeiten
Bei jedem Verstromungsprozess entsteht auch Abwärme. Je nach eingesetzter Technologie fallen unterschiedliche Mengen und vor allem fällt diese Abwärme in unterschiedlichen Temperaturniveaus an.

 

ORC Prozess
ORC Prozess (Organic Rankine Cycle) steht für die Verdampfung und Rückkühlung eines organischen Mediums zur Erzeugung von Strom aus Wärme. Im Unterschied zu einem wasserbetriebenen Dampfturbinen-Kreisprozess wird bei einer ORC-Anlage ein organisches Medium mit hoher Molekülmasse eingesetzt. Die Einstellung auf das vorgefundene Temperaturniveau wird in der Regel über die Auswahl der ungiftigen und umweltfreundlichen Kohlenwasserstoffe oder Silikonöle realisiert. Die wichtigsten Komponenten einer ORC-Anlage sind der Dampferzeuger, die Turbine, der Generator, der Kondensator sowie die Speisepumpe. Das durch die Wärmequelle (Abgas des BHKW, der Mikrogasturbine, etc.) erhitzte und verdampfte ORC-Medium gelangt in die Turbine. In der Turbine wird die innere Energie des Dampfes in mechanische Leistung umgewandelt, womit eine Temperatur und Druckabsenkung des Dampfes verbunden ist. Die Drehbewegung der Turbine wird an einen Generator weitergegeben, welcher diese in elektrische Energie transformiert.

ORC Anlagen eigenen sich auch gut für kleine Temperaturbereiche ( z.B. Heizung ) und können auf diese durch Änderung des organischen Mediums angepasst werden. Die Technologie wird bereits in geothermischen Kraftwerken und in Holzheizkraftwerken eingesetzt und findet nun auch einen Weg zur Nutzung in Biogasanlagen. Bei sehr großen ORC-Anlagen (2,5 MWel.) liegen die Kosten pro installierter kWel. bei circa 1.000 € [BEI 2007].Bei einer ORC Anlage mit 60 KWel. und einem Input von 300 KWth kann von einem elektrischen Wirkungsgrad von ca. 15 % ausgegangen werden.

 

Kalina Prozess
Im Gegensatz zu ORC Technologie wird beim Kalinaprozess ein Ammoniak – Wasser Gemisch eingesetzt. Das Gemisch ist billiger als organische Arbeitsmittel und lassen sich wie beim ORC Prozess an verschiedene Temperaturniveaus anpassen. Aufgrund der chemischen Struktur des Ammoniaks wirkt das Arbeitsmedium auf die Baugruppen der Kalina-Anlagen korrodierend. Dies bedeutet, dass viele Anlagenteile aus hoch legierten Materialien hergestellt werden müssen. Durch die Komplexität des Kreisprozesses ist es nicht zu verhindern, dass in breiten Lastbereichen Nassdampf mit hohem Wasseranteil durch die Turbine geführt wird, was zu hohem hydromechanischen Verschleiß an dem Turbinenlaufrad führen kann. Der Kalina Prozess kann eine alternative zum ORC-Prozess sein. Die Investkosten liegen im Moment noch über denen der ORC Anlagen, was unter anderem auch an den größeren Wärmetauschern liegt. Der Wirkungsgrad des Kalina Prozess liegt über dem des ORC Prozesses. Der Kalina Prozess wie auch der ORC Prozess sind ausgereifte Technologien und es existieren bei beiden Verfahren solide Erfahrungswerte. Die Technologien befinden sich jedoch auch noch in einem Entwicklungsprozess und es kann daher erwartet werden, dass innerhalb der thermodynamischen Grenzen eine Wirkungsgradsteigerung erreicht werden kann.

 

Heizen
Die in beiden vorangegangen Prozessen beschriebene Nutzung der Abwärme zur weiteren Verstromung stellt eine mögliche Form der Wärmenutzung dar, die sich derzeit noch im Anfangsstadium der Umsetzung befindet. In der Praxis längst umgesetzt werden derzeit die Lieferung der Abwärme an nahe gelegene Wärmeverbraucher. Entscheidend ist dabei, welche Leistung der Wärmeverbraucher benötigt und über welchen Zeiträumen diese abgenommen wird. Im Winter kann die Wärme zu Beheizung von Gebäuden z.B. öffentliche Gebäude, Gärtnereien auch unter Verwendung eines bereits bestehenden Nah- oder Fernwärmenetzes genutzt werden. Verbraucher welche annähernd das ganze Jahr über Wärme benötigen wären zum Beispiel Schwimmbäder, Thermen und Industriebetriebe. Durchschnittliche Wohnhäuser in Österreich besitzen 1.500 bis 1.800 Wärmevolllaststunden /Jahr. Wobei von einer durchschnittlichen Heizlast zwischen 12 und 15 KW ausgegangen werden kann. Hallenbäder oder ähnliche Bauten haben vergleichsmäßig wesentlich höhere Volllaststunden (ca. 2.500) [Biomasseverband Oö, 2007].

Holztrocknung und Getreidetrocknung
Da sich die Wärmeabnehmer mit der entsprechenden Wärmelast nicht immer in der Nähe von Biogasanlagen befinden, gibt es auch noch die Möglichkeit landwirtschaftliche Güter zu trocknen und damit eine Verbesserung der Stoffeigenschaften wie Lagerfähigkeit (z.B. Getreide) und/oder Heizwertwertsteigerung (z.B. Holztrocknung) zu erreichen. Dies kann über gängige Anlagen wie Durchlauftrockner oder und Trocknungsboxen realisiert werden. Zu dem Thema Fernwärme und Trocknung wurde ein Leitfaden und unterschiedliche Berechnungstools von der ARGE Kompost & Biogas Österreich im Auftrag des BMLFUW erstellt, und steht unter Downloads frei zur Verfügung.

 

III Biogas für Kraftstoffnutzung
Als eine der aussichtsreichsten Alternative der Biogasnutzung kann der Weg der Biogasaufbereitung zu Kraftstoff als Beimischung zu Erdgas oder als Anwendung in Reinform betrachtet werden. In Österreich wurde diese Variante bisher bei den Biogasanlagen in Pucking (Oö), in Bruck/Leitha (Nö), in Magarethen/Moos (Nö) und in Eugendorf (Sbg) verwirklicht. Langjährige Erfahrungen in der Schweiz, in Schweden und Norwegen zeigen, dass dieser Weg nicht nur ökologisch und ökonomisch sinnvoll ist, sondern auch die notwendige technische Reife für den industriellen Einsatz erreicht hat. Wenn Biogas in das Gasnetz eingespeist oder direkt als Kraftstoff genutzt wird so ergibt sich, die Erfordernis der weiteren Gasaufbereitung. Das heißt neben dem CO₂ müssen auch die weiteren Verunreinigungen sicher, dauerhaft und kostengünstig entfernt werden.

Der saubere Kraftstoff Biogas
Das Besondere am Erd- und Biogas ist deren „saubere“ Verbrennung. Methangase verbrennen nahezu rückstandsfrei und verursachen deutlich weniger CO₂-Emissionen als andere Kraftstoffe. Erdgas und Biogas haben bedingt durch das Methanmolekül (CH₄) von allen vergleichbaren Energieträgern den höchsten Wasserstoffanteil (H) und den geringsten Anteil an Kohlenstoffatomen (C). Infolgedessen entstehen bei der Verbrennung von Erdgas und Biogas bei gleichem Energiegehalt – bedeutend weniger Kohlenstoffoxide (CO, CO₂) als bei Mineralölprodukten. Zusätzlich handelt es sich beim Energieträger Biogas um einen CO₂ neutralen Kraftstoff da bei der energetischen Nutzung nur soviel CO₂ausgeschieden wird, wie zuvor beim Pflanzenwachstum gebunden wurde.

Erdgas wird in komprimierter Form auch CNG (Compressed Natural Gas) und Biogas als Bio-CNG (Bio Compressed Natural Gas) bezeichnet. Das Erdgas oder und Biogas wird an der Tankstelle mit Kompressoren verdichtet und in Druckbehältern gelagert. Beim Tankvorgang wird CNG und oder Bio CNG mit einem Fülldruck von 200 bar in den Fahrzeugtank geleitet und dabei auf rund ein Zweihundertstel seines Volumens reduziert.  Aus technischen Gründen misst man Erdgas an der Tankstelle in Kilogramm. 1 kg CNG entspricht dem Energieinhalt von rund 1,5 Liter Benzin bzw. 1,3 Liter Diesel.

Vorraussetzung für das Einspeisen von Biogas in das Erdgasnetz in Österreich
Biogas kann nicht direkt in Erdgasnetze eingespeist werden. Gesetzlich darf man nur in das bestehende Gasnetz einspeisen, wenn auch bestimmte Qualitätsanforderungen erfüllt werden. In Österreich gilt dafür die ÖVGW Richtlinie G31. Diese nennt allerdings nur die Kriterien für die Einspeisung von Erdgas. Um auch verstärkt den Weg der Einspeisung von regenerativen Gasen gerecht zu werden, wurde eine eigene Richtlinie für die Einspeisung von regenerativen Gasen erstellt (ÖVGW G 33).

 

Gegenüberstellung der Gaszusammensetzung von Biogas und der geforderten Gasqualitäten nach G 31 und G 33

Kenngröße	Einheit	Biogas	ÖVGW G 31	ÖVGW G 33
Methan (CH4)	[mol %]	50 - 70	-	≥ 96 1)
Kohlendioxid (CO2)	[mol %]	25 - 45	≤ 2
Ammoniak (NH4)	[mg/Nm³]	bis 1.000	techn. frei
Schwefelwasserstoff (H2S)	[mg/Nm³]	bis 2.000	≤ 5
Sauerstoff (O2)	[mol %]	bis 2	≤ 0,5
Stickstoff (N2)	[mol %]	bis 8	≤ 5
Taupunkt (°C)		gesättigt	≤ - 8 bei 40 bar
Brennwert (Hs)	[kWh/Nm³]	6,7 – 8,4	10,7 – 12,8
Gesamtsilizium (Siloxane, Silane)	[mg/m³]			≤ 10
Andere Methananteile sind ebenso zulässig, wenn alle anderen Grenzwerte der G 31 eingehalten werden und Hs ≥ 10,7 kWh/m³

 

Vorraussetzung für Biogas als Kraftstoff für Kraftfahrzeuge in Österreich
Die Kraftstoffverordnung (BGBl II Nr. 418/1999) gibt vor, welche Anforderungen an die Qualität von Erdgas bzw. aufbereitetem Biogas beim Einsatz als Kraftstoff in Österreich zu erfüllen hat. Darin werden Grenzwerte für die relative Dichte, den Brennwert, den Wobbe-Index und den höchstzugelassenen Druck angegeben.

 

Vorgaben der Kraftstoffverordnung (BGBl. II Nr. 209/2004)

Merkmal	Einheit	Grenzwerte
		Mindestwert	Höchstwert
Relative Dichte		0,55	0,7
Brennwert	kWh/Nm³	8,38	13,11
Wobbe Index	kWh/Nm³	12,81	15,72
Staub		technisch frei
Anhang VII (Kraftstoffverordnung (BGBl. II Nr. 209/2004)
		Energieinhalt	Dichte
		[kWh/Nm³]	[kg/Nm³]
Biogas		9,52	0,7030
Erdgas		9,94	0,730

 

Wird demnach Biogas für die Anwendung als Kraftstoff nicht durch das Erdgasnetz geleitet würden die geringfügig niedrigeren Anforderungen der Kraftstoffverordnung alleine gelten. Damit Methankraftstoffkunden möglichst an allen Zapfsäulen Österreichs den gleichen Energieinhalt je kg getankter Methangasmenge erhalten und dem möglichen Vorwurf, dass mögliche Motorprobleme nur durch das Tanken von aufbereitetem Biogas entstanden sind, entgegengewirkt werden kann, empfiehlt sich daher die Erzielung einer annähernd gleichen Methangasqualität wie in den Richtlinien G 31 u G 33 vorgegeben.