alternative/regenerative energiekonzepte · photovoltaikfläche effektiv [m²] 80 300 840 450...

Ökosystem Ballungsraum – Modul Bios SS09 Seite 1

Alternative/regenerative Energiekonzepte Am Beispiel eines Hochhauses

Ökosystem Ballungsraum – Modul Bios SS09 Joachim Nackler ‐ 0526591 Florian Tinsobin ‐ 9820695


Inhalt Einführung ................................................................................................................................................ 3

Photovoltaik.............................................................................................................................................. 4

Funktionsprinzip ............................................................................................................................................................... 4 Randbedingungen / Effektivität ........................................................................................................................................ 4 Kosten ............................................................................................................................................................................... 5 Konzept für Hochhaus ...................................................................................................................................................... 5 Realisiertes Projekt ........................................................................................................................................................... 6

Solarthermik ............................................................................................................................................. 8

Funktionsprinzip ............................................................................................................................................................... 8 Randbedingungen / Effektivität ........................................................................................................................................ 8 Kosten ............................................................................................................................................................................... 8 Konzept für Hochhaus ...................................................................................................................................................... 9 Realisiertes Projekt ......................................................................................................................................................... 11

Aufwind .................................................................................................................................................. 14

Funktionsprinzip ............................................................................................................................................................. 14 Randbedingungen / Effektivität ...................................................................................................................................... 14 Kosten ............................................................................................................................................................................. 15 Konzept für Hochhaus .................................................................................................................................................... 16 Realisiertes Projekt ......................................................................................................................................................... 18

Wind ....................................................................................................................................................... 19


Wasser .................................................................................................................................................... 24


Geothermie ............................................................................................................................................. 28


Biomasse ................................................................................................................................................. 37


Brennstoffzellen ...................................................................................................................................... 42


Literaturverzeichnis ................................................................................................................................. 45

Abbildungsverzeichnis ............................................................................................................................. 47


EINFÜHRUNG

Weltweit wird zunehmend mehr Energie mit fossilen Brennstoffen als Träger verbraucht, wobei die

Erschöpfung dieser Energiereserven klar erkennbar ist. Die Nutzung von erneuerbaren Energien

scheint die Lösung für künftige Energieversorgungs‐ und Umweltprobleme (z.B. Treibhauseffekt) zu

sein.

Unter dem Begriff erneuerbare oder regenerative Energien versteht man die Energiequellen, die

unter menschlichen Zeithorizonten unerschöpflich sind. So fallen beispielsweise die Nutzung von

Windkraft, Solarenergie, Geothermie, aber auch Wasserkraft, Biomasse, etc. unter regenerative

Energiegewinnung.

Im Folgenden werden die einzelnen Konzepte überblicksmäßig beschrieben und im Kontext eines

Hochhauses ihre Randbedingungen, Effektivität und Kosten aufgeschlüsselt. Es wird versucht, das

jeweilige regenerative Energiesystem direkt in das Gebäude zu integrieren und die Energieersparnis

aufzuzeigen.

Angenommen wird ein fiktives Wohn‐Hochhaus mit einer Grundfläche von 30m mal 40m und einer

Höhe von 200m. Abzüglich des Erschließungskerns werden pro Geschoß 850m² Wohnfläche

angenommen. Unter Abzug der Sockelzone und der Technikgeschoße kann mit einer Geschoßanzahl

von 60 Geschoßen kalkuliert werden. Bei einem Gesamtenergieverbrauch von 150 kWhm‐²a‐1 ergibt

es einen Gesamtenergieaufwand von ca. 7,65 GWha‐1.

850 ² 60 150²

7,65 . 7,65

Auf die idealen Standortbedingungen des Gebäudes wird unter den einzelnen Energiekonzepten

eingegangen.

Teilweise scheinen die vorgestellten Konzepte für ein Hochhaus offensichtlich unwirtschaftlich, doch

war es Ziel dieser Arbeit unterschiedlichste Optionen zu analysieren, um einen tatsächlichen

Vergleich aufstellen zu können und die Annahmen fundierter belegen zu können.


PHOTOVOLTAIK

Funktionsprinzip Die als Licht auf die Erde auftreffende Menge an Sonnenenergie ist 10000 Mal höher als der

Primärenergieverbrauch der Menschheit. Diese Strahlungsenergie kann mittels Solarzellen ohne

Nebenprodukte (z.B. Kohlendioxid) direkt in Elektrizität umgewandelt werden. Heute dominiert der

Siliziumtechnologie (mono‐ oder multikristallin) mit über 90% Anteil den Markt für Solarmodule. In

einem Halbleitermaterial werden durch die Sonneneinstrahlung Ladungen erzeugt. Der Fluss dieser

Ladungsträger stellt einen elektrischen Strom dar, der über die elektrischen Anschlüsse abgegriffen

wird. Bei Einspeisung der Energie in das öffentliche Stromnetz wird die von den Solarzellen erzeugte

Gleichspannung von einem Wechselrichter in Wechselspannung umgewandelt.

Abb. PH.1 – Netzgekoppelte Photovoltaikanlage

In Isoliergläser integrierte Photovoltaikelemente können zur Verschattung herangezogen werden, so

dass auf mechanische Sonnenschutzanlagen verzichtet werden kann. Mit dem variablen

Zellenabstand können Verschattungsgrad und Lichttransmission variiert werden.

Eine kostengünstigere Methode stellen Dünnschicht‐Solarzellen auf Glas dar, welche jedoch noch

nicht zur Serienreife gelangt sind. Sie benötigen Halbleiterschichten, die weniger als ein Hundertstel

der Dicke üblicher kristalliner Siliziumscheiben betragen, weisen jedoch auch einen geringeren

Wirkungsgrad (6 – 7 %) auf größeren Flächen auf.

Randbedingungen / Effektivität Das stark schwankende Strahlungsangebot erschwert den Einsatz der Photovoltaik. Die Strahlungs‐

energie schwankt tages‐ und jahreszeitlich bedingt, sowie täglich abhängig von der Wetterlage.

Die Nennleistung in der Photovoltaik wird in Wp (Wattpeak) beziehungsweise kWp angegeben. Der

Index "peak" bezieht sich auf die Leistung bei Testbedingungen, die dem Alltagsbetrieb nicht direkt

entsprechen. Diese STC‐Bedingungen (Standard‐Test‐Conditions) dienen zur Normierung und zum

Vergleich verschiedener Solarzellen oder ‐module. In Österreich ist die Strahlungsleistung je nach

Region 900 bis 1.300 W/m²

Je m² Anlage kann man in Mitteleuropa mit etwa 80 kWh/a Strom rechnen. Die lieferbare Leistung

beträgt pro m² Anlagenfläche rund 0,1 kWp.

Die Wirkungsgrade marktüblicher Solarmodule liegen zwischen 14 und 19 %. Zur Gesamtbetrachtung


fließen allerdings noch die Verluste des Wechselrichters mit ein (Wirkungsgrad 92 ‐ 96 %).

Obwohl die insgesamt zur Verfügung stehende Sonneneinstrahlung immens hoch erscheint, ist die

Photovoltaik aufgrund des zurzeit eher niedrigen Wirkungsgrades sehr flächenintensiv. So erzeugt

eine Windkraftanlage mit 5 MW Leistung etwa genauso viel Energie wie eine 400 m x 400 m (16 ha)

große Solarstromanlage. Die optimale Ausrichtung für fix aufgeständerte Anlagen ist eine Südorien‐

tierung mit einem Neigungswinkel von 30°. Eine mit 30° Neigung nach Norden aufgestellte Anlage

bringt in Deutschland allerdings immer noch etwa 50% des Ertrags von nach Süden orientierten

Modulen, da, im Unterschied zu Solarthermikanlagen, die diffuse Strahlung in diesen Breitengraden

etwa 40 ‐60 % der Gloabalstrahlung ausmacht und so einen wesentlichen Beitrag zum Ertrag leistet.

Jedoch sollte im Unterschied zu thermischen Solaranlagen auf die Verschattungsfreiheit geachtet

werden.

Kosten Die photovoltaische Energiewandlung ist wegen der Herstellungskosten der Solarmodule und der

Wechselrichter (10% der Investitionskosten) im Vergleich zu herkömmlichen Kraftwerken teurer. Bei

gewöhnlichen Aufdachanlagen mit geringem Installationsaufwand (z.B. bei einem Neubau) konnte

man 2008 folgende Investitionskosten zugrunde legen: < 10 kWp: 5000 €/kWp, 10‐30 kWp: 4300

€/kWp, > 30 kWp: 4000 €/kWp, In der Praxis werden durchschnittlich etwa 850 kWh je kWp im Jahr

erzeugt. Die Stromerzeugungskosten belaufen sich dadurch auf 50 bis 60 Cents je kWh. Die Preise für

die Abnahme elektrischer Energie aus Photovoltaikanlagen wurden von der Photovoltaik Austria wie

folgt festgesetzt:

‐ < 5 kWp 45,98 Cent/kWh;

‐ > 5 kWp <10 kWp 39,98 Cent/kWh;

‐ > 10 kWp 29,98 Cent/kWh.

Die energetische Amortisation von kristallinen Zellen liegt zwischen 2,5 (polykristalline Zellen) und

rund 5 Jahren (monokristalline Zellen).

Sinnvoll einsetzbar ist die photovoltaische Energiewandlung als ein Baustein in einem Energiemix

verschiedener Energiewandlungsprozesse.

Konzept für Hochhaus Option 1: Ein Photovoltaik System wird am Dach des Hochhauses installiert.

Es wird von einer fix installierten Photovoltaikanlage von 1000 m² mit Südorientierung und

30° Neigung ausgegangen. Damit kann bei ca. 2000 Volllaststunden im Jahr eine Arbeit von

80.000 kWh/a oder 80 MWh/a verrichtet werden.

Die Kosten belaufen sich für eine monokristalline Siliziumanlage auf etwa 700 €/m², also auf

770.000 € für die Photovoltaikanlage inklusive ca. 10 % für den Wechselrichter.

80 MWh haben, bedingt durch staatliche Subventionen, einen Gegenwert am

Strompreismarkt von 24.000 €. Daraus ergibt sich eine Amortisationszeit, welche die Lebens‐

und Abschreibungsdauer überschreitet (30 Jahre).

Die Integration der notwendigen Anlagen (Wechselrichter, Schaltschränke, Einspeisezähler)

wäre gut möglich.


Abb. PH.2 – In das Glas integrierte

Photovoltaikelemente

Option 2: Ein Photovoltaik System wird in die Fassade integriert.

Es wird davon ausgegangen, dass die Brüstung des

Wohnhochhauses etwa 50 % der Fassade ausmacht,

welche mit Fotovoltaikelementen verkleidet ist. Weiters

werden in die Verglasung der Süd‐ und Westseite

Photovoltaikelemente integriert. Die effektive

Kollektorfläche beträgt somit 1670 m². Bei ca. 2000

Volllaststunden im Jahr können ca. 134 MWh/a

produziert werden.

Eine Verschattung durch andere Gebäude wurde nicht

berücksichtigt. Dies würde die Ertragswerte weiter

reduzieren.

Die Kosten würden sich inklusive Wechselrichter auf

1,29 Mio. € belaufen, vorausgesetzt die Fassadenelemente liegen in dem gleichen

Preissegment wie die starren Installationen am Dach.

Der Gegenwert am Strompreismarkt für 134 MWh/a beträgt rund 40.000 €.

Nord Ost Süd West Photovoltaikfläche Brüstung [m²] 800 600 800 600 Photovoltaikfläche Fenster [m²] 0 0 400 300 Ertragswert [%] 10 50 70 50 Photovoltaikfläche effektiv [m²] 80 300 840 450

Photovoltaikfläche effektiv gesamt [m²] 1670 Tabelle PV.1. –Ermittlung der effektiven Photovoltaikfläche

Realisiertes Projekt Der zur Zeit der Eröffnung im April 2006 weltgrößte Solarpark entstand auf einem alten Militär‐

gelände südlich der Stadt Pocking im Landkreis Passau, Bayern. Er umfasst auf 7,5 ha (ca. 10 Fußball‐

felder) sechs Einheiten mit jeweils 1.67 MW und erreicht somit eine Nominalleistung von 10 MWp.

Gemäß deutschem Wetterdienst betrug das Strahlungsangebot der letzten 10 Jahre 1251 kWh/m².

Die Gesamtinvestition von etwa 40 Mio. € wurden von Objektgesellschaften der CommerzLeasing

und Immobilien AG getätigt, den Bau der schlüsselfertigen Anlage übernahm die Shell Solar GmbH als

Generalunternehmen, Grundeigentümer, Initiator und Projektentwickler war Martin Bucher.

In den Modulen wurden mono‐ und polykristallinen Zellen eingesetzt.

Die 6 Wechselrichtereinheiten bestehen aus je 4 Siemens Sinvert Wechselrichtern. Die Nennleistung

jedes Einzelgerätes beträgt 400 kVA. Die Geräte sind über den sogenannten Master‐Slave‐Betrieb

miteinander verbunden. Die Masterfunktion wechselt nach jedem Ausschalten des Masters auto‐

matisch auf das nächste Gerät. Daraus ergeben sich die folgenden Vorteile:

höhere Anlagenverfügbarkeit

längere technische Lebensdauer der Wechselrichter

höherer Wirkungsgrad

zusätzliche Energieerträge bei sehr geringen Einstrahlungswerten (Produktion schon bei ca.

1% der Nenneinstrahlung)

dynamische Anpassung der Wechselrichterleistung


Zur Befestigung der Aluminiumgestelle, welche die in 4 Reihen vertikal und 24 Modulen horizontal

angeordneten Module tragen, wurden insgesamt 8112 sog. Erdschrauben verwendet. Damit konnten

aufwendige Fundamentierungen und Erdarbeiten reduziert werden und eine Versiegelung des

Bodens fast vollständig vermieden werden.

Gegenüber dem konventionellen Strommix vermeidet der Solarpark pro Jahr rund 10.000 Tonnen

CO2. Verschiedene Studien haben bei langjährigen Beobachtungen verschiedener Freilandanlagen bis

zu 130 neu angesiedelte Tier‐ und Pflanzenarten festgestellt. Die Solarparkfläche wird derzeit von ca.

600 Mutterschafen und 200 Lämmern beweidet.

Abb. PH.3. ‐ Luftbild von Südwesten auf den Solarpark und Stadt Pocking im Hintergrund


SOLARTHERMIK

Funktionsprinzip Mittels lichtfokussierender Spiegel kann das Licht über Absorption zu Wärme gewandelt werden, bei

Temperaturen von ca. 300° bis 1000°C. Mit dieser Hochtemperatur‐Wärme, von Gasen oder Dampf

getragen, können Gasturbinen‐ und/oder Dampfturbinen‐Generatoren angetrieben werden und

damit elektrische Energie erzeugt werden. Drei Konstruktionsprinzipien haben sich heute

durchgesetzt. Bereits im kommerziellen Einsatz sind Systeme mit schwenkbaren, verspiegelten

Parabolrinnen, die das Sonnenlicht auf ein zentrales Absorberrohr konzentrieren. Durch dieses fließt

ein Wärmetransportmedium. Beim Zentral‐Receiver‐System fokussiert ein Feld verstellbarer Spiegel

das Sonnenlicht auf die Spitze eines Turms. Dort sitzt ein Receiver, den ein Wärmetransportmedium

durchströmt. Für kleine, dezentrale Anlagen eigenen sich Dish‐Stirling‐Systeme. Das sind

schwenkbare, paraboloide Spiegelschüsseln mit einem Stirling‐Motor im Brennpunkt. Zentral‐

Receiver‐ und Dish‐Stirling‐Systeme sind noch im Enwicklungsstadium.

Abb. ST.1 – Dish‐Konzentrator, Parabolrinne, Zentral‐Receiver‐System

Randbedingungen / Effektivität Solarthermische Kraftwerke speisen weltweit ähnlich viel elektrische Energie ins Netzt wie

Photvoltaikanlagen, nämlich jährlich ca. 500 GWh. Deutschland, Österreich und die Schweiz liegen

jedoch nördlich der Breitengrade, in denen solarthermische Kraftwerke wirtschaftlich sind. An den

SEGS‐Kraftwerk‐Standorten in der kalifornischen Mojawewüste steht jährlich etwa 2,5‐mal so viel

direkte Solarstrahlung zu Verfügung wie in Deutschland und immerhin noch 25% mehr als in

Südspanien.

Für die Verfügbarkeit in der Nacht werden tagsüber Wärmespeicher aufgeladen, deren Energie dann

nachts umgesetzt werden kann.

Werden als Wärmekraftmaschinen nicht Gasturbinen oder Dampfturbinen verwendet, sondern eine

Kombination aus beiden (Kombi‐ oder GuD‐Kraftwerke), so können 25 bis 35% mehr Strom aus einer

Kilowattstunde Wärmeenergie erzeugt werden (Die Abwärme der Gasturbine dient zur Erzeugung

des Wasserdampfs).

Kosten Die verfügbare Sonnenenergie beeinflusst die Stromgestehungskosten nahezu linear. Nimmt man

gleiche Einstrahlungsbedingungen und vergleicht sie mit guten Windstandorten, dann ist Strom aus

Solarthermischen Kraftwerken heute etwa doppelt so teuer wie der Windstrom und halb so teuer

wie Strom aus photovoltaischen Zellen.


Typ Solarwärme

[°C]

Umwandlungs‐

Wirkungsgrad

Spiegelfläche

30°geogr.

Breite

Kollektor

[€/m²]

Investition

[€/m²]

Stromgestehung

[€/kWh] Wärme/

Licht

Strom/

Licht

2‐dim.

Trog

400 0.6 0.2 1km²

200 MW peak

7‐10h/Tag

3h/Tag über

WSP

350 3100 0.15

3‐dim.

Heliostat

(TurmKW)

800 0.7 0.35+ 0.5 km²

200 MW peak

Sonst wie Trog

350 4500 0.25

3‐dim.

Parabol‐

Schüssel

(Dish)

650 0.6 0.2 Ca. 50 m²

10 kW

8 m

7‐10 h/Tag

300 6500 0.5

WSP = Wärmespeicher

Tabelle ST.1. Solarthermische Kraftwerke im Vergleich

Eine deutliche Kostensenkung verspricht man sich von folgenden Faktoren: die automatisierte

Serienfertigung von großen Komponentenstückzahlen, wachsende Zuverlässigkeit der Anlagen, sowie

eine weitgehende Automatisierung des Anlagenbetriebs.

Konzept für Hochhaus Option 1: Ein Parabolrinnen Solarthermik System wird am Dach des Hochhauses installiert.

Abb. ST.2 – Option 1 mit Parabolrinnen am Dach

Die Kollektoren auf einer erweiterten Sockelzone zu installieren wird aufgrund Verschattung

durch angrenzende Gebäude als nicht sinnvoll erachtet, das Dach wäre trotz geringer Fläche

die einträglichste Möglichkeit.

Die Standortbedingungen wären auf den Sonnengürtel der Erde beschränkt.

Zusätzlich zu dem Solarfeld am Dach muss auch eine Gas‐/Dampfturbinen – Generatoren

System von nicht unbeachtlicher Größe unter dem Feld geplant werden. Hier wäre eine

Geschoßhöhe von mindestens zwei Geschoßen vorzusehen, könnte jedoch mit dem

regulären Technikgeschoß kombiniert werden. Zudem bedeutet es ein akustisches Problem

in dem Wohnhaus.


Basierend auf den Daten von Andasol1 kann das Solarfeld am Dach bis zu einer

Windgeschwindigkeit von 13,6 m/s (rund 49 km/h) regulär betrieben werden. Bei höheren

Windgeschwindigkeiten müssen Teile der Kollektoren in eine windgeschützte Schlafstellung

gefahren werden, bei Sturm, d.h. Windgeschwindigkeiten von über 20 m/s (rund 72 km/h),

muss der Kraftwerksbetrieb eingestellt werden. Die Windgeschwindigkeit in 200 Metern

Höhe kann leicht das Dreifache der Windgeschwindigkeit am Boden annehmen, also sind

Winde um 50 km/h am Dach eines Hochhauses keine Seltenheit.

Bei einem Umwandlungswirkungsgrad von bis zu etwa 20 Prozent, das heißt eine

Spitzenleistung von 1 kW/5 m² ergibt sich bei einer Spiegelfläche von ca. 1000 m² bei idealen

Bedingungen eine Gesamtleistung von 200 kW. Bei ca. 2000 Volllaststunden im Jahr kann

können ca. 400.000 kWh/a produziert werden, das sind 400 MWh/a. Verglichen mit dem

Gesamtenergieverbrauch des Gebäudes wären das dann ca. 5%.

Die Kollektorkosten betragen laut Tabelle ST.1.: 350€ x 1000m² = 350.000€. Die Kosten für

ein GuD‐Turbinen/Generatoren System dieser Dimension konnte nicht ausfindig gemacht

werden.

Option 2: Stirling‐Dishes am Dach des Hochhauses

Abb. ST.3 – Option 2 mit Stirling‐Dishes am Dach

Die Bedenken bezüglich dem Standort und der auftretenden Windkräfte sind äquivalent zu

Option 1.

Bei einer Spitzenleistung einer gewählten Stirling‐Dish mit 10kW Spitzenleistung

(Schüsseldurchmesser von ca. 8m) und kalkulierten 2000 Volllaststunden pro Jahr ergibt sich

eine jährliche Elektrizität von ca. 20.000 kWh/a, also ca. 20 MWh/a pro Einheit, gesamt also

20 MWh/a x 12 = 240 MWh/a. Dies wären etwa 3% des Gesamtenergieverbrauches des

Gebäudes.

Die Kollektorkosten betragen laut Tabelle ST.1.: 300€ x 12 x 200m² = 288.000€. Die Kosten

für ein GuD‐Turbinen/Generatoren System dieser Dimension konnte nicht ausfindig gemacht

werden.


Option 3: Hochhaus als Turm Kraftwerk

Abb. ST.4 – Option 3 Hochhaus als Turmkraftwerk

Bei der Umsetzung als Turmkraftwerk ergeben sich eine Problempunkte:

Fehlende Grundfläche für die Heliostate in urbanem Gebiet, sowie die Verschattung dieser

durch die angrenzenden Gebäude.

Die Spiegelflächen sind zur ständigen Nachführung an den Sonnenstand um zwei Achsen

drehbar, bei einem technischen Gebrechen könnte Gefahr für Bewohner und Gebäude

entstehen, durch die Konzentration der Lichtstrahlen treten im Empfänger bis 1000°C auf.

Grundsätzlich ist der Wirkungsgrad von Turmkraftwerken verhältnismäßig hoch und erreicht

an die 40%.

Auf einer angenommen Sockelfläche von 100m x 100m könnte bei einem Anteil von 50%

etwa 5000m² Spiegelfläche (Heliotstate) geschaffen werden. Bei 40% Wirkungsgrad ergibt

sich dadurch eine Nennleistung von 2000kW, also 2 MW. Bei 2000 Volllaststunden im Jahr

erhält man 4000MWh, also 4GWh, somit ca. 50% des Gesamtenergieaufwandes des

Hochhauses. Dies bedingt jedoch einen idealen Standort ohne jegliche Verschattung der

Heliostate durch Nachbargebäude.

Realisiertes Projekt Andasol 1:

Andasol 1 ist das als erstes fertiggestellte solarthermische Kraftwerk der Andasol‐Reihe; es befindet

sich zurzeit formal noch im Testbetrieb, liefert aber bereits regulär Strom ins Netz. Es ist das erste

Solarkraftwerk Europas und mit 510.000 Quadratmetern Kollektorfläche auf einer Grundfläche von

1300 m × 1500 m das derzeit größte Solarkraftwerk weltweit. Die Grundsteinlegung fand am 20. Juli

2006 statt. Der Standort liegt auf der Hochebene von Guadix in der Provinz Granada. Nach einer

Bauzeit von etwa zwei Jahren wurde im Oktober 2008 der Testbetrieb aufgenommen.

Zum Einsatz kommt bei den Andasol‐Kraftwerken die Parabolrinnen‐Technologie: Mit Spiegeln wird

das Sonnenlicht auf das Absorberrohr fokussiert, das darin enthaltene synthetische Wärmeträger‐Öl

wird durch die Sonnenenergie auf 400 °C erhitzt. Dieses Öl erzeugt über einen Wärmeübertrager

Dampf, der die Kraftwerksturbinen antreibt.


Im Betrieb werden bei einer Höchstleistung von 50 Megawatt (MW) jährlich geschätzte 176

Gigawattstunden elektrische Energie erzeugt, was dem Jahresstromverbrauch von 200.000 Personen

entspricht. Die erzeugte Energiemenge entspricht einer konstanten Leistung von 20 MW. Die

Baukosten umgerechnet auf eine Laufzeit von 20 Jahren betragen dann 8,5 Cent pro kWh. Anderen

Berechnungen zufolge betragen die Kosten 20 Eurocent pro kWh. Der Wirkungsgrad liegt bei 25

Prozent.

Damit das Kraftwerk auch nachts Energie liefern kann, wird das Wärmeträger‐Öl alternativ durch

einen Salzspeicher geleitet (thermischer Speicher, Salzschmelze). Dieser thermische Speicher fasst

28.500 Tonnen Salz; seine Kapazität reicht für 7,5 Stunden Volllastbetrieb aus. Der Salzspeicher jedes

Kraftwerks befindet sich in jeweils zwei Tanks von 14 m Höhe und 36 m Durchmesser. In dem

Salzspeicher gibt das Öl über einen Wärmeübertrager seine Wärme an eine flüssige Salzschmelze ab.

Mit dem erhitzten flüssigen Salz kann dann bei Bedarf über denselben Wärmeübertrager wieder das

Öl erhitzt werden. Mit dem heißen Öl wird wiederum Dampf erzeugt, welcher wie in einem

Wärmekraftwerk eine Turbine antreibt. Im Wesentlichen unter Nutzung von Grundwasser aus

Brunnen am Standort wird der Dampf mit Hilfe von Kühltürmen gekühlt. Die Turbinen sind mit

Generatoren verbunden, die Strom erzeugen.

Abb. ST.5 – Solarthermisches Kraftwerk Andasol 1 in Andalusien

PS10:

In Sevilla ging das weltweit erste kommerzielle Turmkraftwerk PS10 im Jahr 2007 ans Netz. Bisher

versorgt die Anlage 6000 Haushalte mit einer Leistung von 11 Megawatt. Es besteht aus 624

Heliostaten. Jeder der Spiegel hat eine Oberfläche von 120m², der die Sonnenstrahlen auf den

höchsten Punkt des 115m Turmes auf den Solar‐Empfänger konzentriert weiterleitet. Der Turm

beinhaltet weiter eine Dampfturbine und einen Generator der die Elektrizität erzeugt. Die

Kraftwerksbetreiber wollen die Leistung bis auf 300 Megawatt steigern, das reicht für eine Stadt in

der Größe von Sevilla.


Abb. ST.6 – Turmkraftwerk in Sevilla


AUFWIND Auch das Aufwindkraftwerk könnte man zu den Solarthermischen Systemen zählen, jedoch wird es

hier separat behandelt und etwas genauer ausgeführt.

Funktionsprinzip Ein sogenanntes Aufwindkraftwerk kombiniert den Treibhauseffekt mit dem Kamineffekt.

Aufwindkraftwerke erzeugen Strom ebenfalls aus der Sonnenstrahlung: Durch die Sonne wird Luft

unter einem großen transluzenten Kollektordach erwärmt. Die bisherigen Ausführungen stellen meist

flache, kreisförmige Glas‐ oder Foliendächer dar, welche am Umfang geöffnet sind. In einem großen

Aufwindkraftwerk erhöht der Kollektor die Temperatur der Außenluft um typischerweise ΔT = 35K.

Auf Grund des dabei entstehenden Dichteunterschiedes zwischen der warmen Luft im Kollektor und

der kälteren Luft in der Umgebung strömt die Luft radial einer in der Mitte des Kollektordachs

angeordneten vertikalen, unten und oben offenen Röhre (Kamin) zu und steigt in dieser auf. Durch

die Luftströmung werden am Fuß der Röhre eingebaute Turbinen angetrieben und elektrische

Energie bereitgestellt. Das Aufwindkraftwerk ist technologisch dem Wasserkraftwerk sehr ähnlich:

Dem Kollektordach entspricht der Stausee, dem Kamin die Druckröhre. Beide arbeiten mit

druckgestuften Turbinen, und beide kommen über ihre extrem lange Lebensdauer und ihre niedrigen

Betriebskosten zu geringen Stromgestehungskosten.

Abb. AW.1 – Funktionsprinzip Aufwindkraftwerk

Randbedingungen / Effektivität Allgemein besitzt die Thermik in der Natur nur eine geringe Energiedichte. Der Grund liegt im relativ

zu anderen thermischen Kraftwerken geringen Temperatur‐ bzw. Druckgradienten, der den

Luftstrom antreibt. In Thermikkraftwerken gelingt es, diese Energie im Kamin zu bündeln und zu

nutzen. Die Energie des Luftstromes selbst ist nach dem Betzschen Gesetz nur zu maximal 59,3 %

nutzbar. Aus diesen beiden Gründen bleibt der auf die von der Sonne eingestrahlte Energie bezogene

Wirkungsgrad entsprechend gering, bei 1000 m Turmhöhe beträgt er um ein Prozent. Eine

wirtschaftliche Nutzung ist daher praktisch ausschließlich in Gebieten mit starker Sonneneinstrahlung

denkbar (Pilotprojekt Mildura in Südspanien, oder auch in Gebieten wie Kalifornien, Australien oder

etlichen Wüstengebieten ‐ Sonnengürtel).

Der Energieertrag eines Aufwindkraftwerkes ist nun des Weiteren einerseits proportional zur

Globalstrahlung und andererseits zur Kollektorfläche und Turmhöhe. Die Stromgestehungskosten


sinken somit mit steigender Anlagengröße signifikant und um in den Bereich der Wirtschaftlichkeit zu

gelangen, muss ein Aufwindkraftwerk also eine gewisse Mindestgröße besitzen.

Kontinuierlicher 24‐Stunden‐Betrieb kann durch auf dem Boden ausgelegte wassergefüllte Schläuche

oder Säcke erreicht werden. Das Wasser erwärmt sich während des Tages und gibt die Wärme nachts

wieder ab.

Abb. AW.2 ‐ Ausgangsleistung ist proportional zur Kollektorfläche und zur Turmhöhe.

Nennleistung MW 5 30 100 200

Turmhöhe M 550 750 1000 1000

Turmdurchmesser M 45 70 110 120

Kollektordurchmesser M 1200 2900 4300 7000

Strombereitstellung GWha‐1 14 99 320 680

Tabelle AW.1. Typische Abmessungen und Strombereitstellungen ausgewählter Aufwindkraftwerke.

Globalstrahlungssumme: 2300 kWhm‐2a‐1.

Kosten Die folgende Tabelle gibt Aufschluss über geschätzte Investitions‐ sowie Betriebskosten für

Aufwindkraftwerke verschiedener Dimension.

Nennleistung MW 5 30 100 200

Turmkosten Mio. € 19 49 156 170

Kollektorkosten Mio. € 10 52 117 273

Turbinenkosten Mio. € 8 32 70 123

Engeineering, Tests, Verschiedenes Mio. € 4 16 40 40

Summe Mio. € 42 149 383 606

Annuität auf Investitionskosten Mio. €a‐1 3 10,8 27,8 44

Betriebs‐ und Wartungskosten Mio. €a‐1 0,2 0,7 1,9 3

Stromgestehungskosten €(kWh)‐1 0,24 0,12 0,09 0,07

Tabelle AW.2. Investitions‐ und Stromgestehungskosten

Um einen Richtwert für die Integration in dem Beispiel‐Hochhaus (siehe Konzept für Hochhaus

Option 1) zu erhalten, kommt man über eine Interpolation der Summe der Investitionskosten auf ca.

2,2 Mio. € (Abgeleitet aus der 5 MW Anlage: 1/10 Turmkosten, 1/100 Kollektorkosten, 1/10

Turbinenkosten, 1/10 Engineeringkosten). Bei einer geschätzten Erzeugung im fiktiven Hochhaus‐


Kraftwerk von 14 MWha‐1 und einem derzeitig herkömmlichen Strom‐Endverbraucherpreis von ca. 20

€‐Cent/kWh ergibt es eine jährliche Stromkostenersparnis von ca. 2800 €. Über eine angenommene

Nutzungsdauer von 20 Jahren ergäbe das 56.000 €, abgesehen von Betriebs‐ und Wartungskosten.

56.000 € Ersparnis den 2,2 Mio. € Investitionskosten gegenübergestellt ist weit entfernt von jeder

Wirtschaftlichkeit.

Konzept für Hochhaus Folgend werden drei mögliche Konzepte/Ideen beschrieben, wie ein Aufwindkraftwerk in das Wohn‐

Hochhaus integriert werden kann, wobei die Umsetzung dieses Systems in einem Hochhaus

resümiert als nicht effektiv angesehen werden kann. Probleme ergeben sich vor allem durch die

fehlende Kollektorfläche, folgend aber genauer erläutert:

Option 1: Das herkömmliche System wird direkt in das Hochhaus projiziert (Abb AW.1). Hierbei

müssen jedoch folgende Gesichtspunkte bedacht werden:

Verlust von gewinnbringender Wohnfläche – Bei einem Turmradius von 5 m und 60

Wohngeschossen ergibt es einen Verlust von 4700 m², ca. 9% der Gesamtwohnfläche.

Bei einer Turmhöhe von 200 m wäre eine Kollektorgröße mit einem Radius von ca. 100 m

effektiv, im Beispiel wird eine Grundfläche von 100 m x 100 m vorgesehen. Diese könnte auf

einer gut wärmegedämmten Sockelzone (öffentliche Fläche) installiert werden.

Da die Windgeschwindigkeit des Systems 15 m/s nicht übersteigt, könnte der Kamin mit

notwendigen Gebäudetechnik‐Schächten kombiniert werden.

Da Hochhäuser in dichtbebauten urbanen Gebieten liegen, ist die Ausbildung einer

derartigen Sockel/Kollektorzone problematisch. Zudem wird die direkte Sonneneinstrahlung

durch angrenzende Gebäude gering sein und nicht den gewünschten Effekt bieten.

Wenn das System in Europa umgesetzt werden sollte, müsste es um das größte Maß an

Effektivität zu erreichen in sonnenreichen Gebieten, bestens im so genannten Sonnengürtel

(Bereich der Mittelmeerküste Nordspaniens über das südliche Frankreich bis zur

norditalienischen Adriaküste) errichtet werden, und von jeglicher Beschattung frei bleiben.

Dann könnte dieses System jährlich ca. 14 MWh (Abgeleitet von Manzanares) umsetzten,

also weitaus weniger als der Gesamtenergiebedarf des Hochhauses (etwa 0,2%).

Um den Gesamtenergiebedarf des Hochhauses zu decken müsste eine Kollektorfläche von

mindestens 800 m Durchmesser kalkuliert werden, in urbanem Gebiet also undenkbar.


Abb. AW.3 – Option 1 Abb. AW.4 – Option 2

Option 2:

Anstatt des zentralen Kamins werden vier Kamine an die Eckpunkte des Gebäudes gelegt

(Abb. AW.2), die zudem als Tragsystem genutzt werden könnten. Dieses System würde den

Vorteil bringen, nicht direkt Wohnfläche in Anspruch zu nehmen.

Durch die Aufteilung in vier Kamine erhöhen sich die Investitionskosten durch die weiteren

Turbinen und Generatoren.

Die Bedingungen für die Kollektorfläche sowie den Standort gelten äquivalent zu Option 1.

Option 3:

Die Kollektorfläche und der Kamin werden zusammenfasst (Abb. AW.3). Es wird ein

Fassadenmodul entwickelt, dessen Außenseite transparent ist, um die Temperatur dahinter

aufzuheizen. Darauf folgt der Luftraum, der eigentliche Kamin, zur Innenseite hin sehr gut

wärmegedämmt um einer Überhitzung entgegenzuwirken. Zwischen den Modulen bleibt

weiterhin ausreichend Platzt für die natürliche Belichtung des Gebäudes.

Bei einer Modulbreite von 2m und einer Tiefe von 1m ergibt sich eine Kamin‐

Gesamtquerschnitts von ca. 72 m² (vgl. Turm 10 m = 78 m²). Die Kollektorfläche würde ca.

28.800 m² ausmachen (vgl. 100 m x 100 m Kollektorfläche auf Sockelzone = 10.000 m²). Die

berechneten Werte sind jedoch für den Vergleich mit Option 1 nicht falsch zu werten, da die

Kollektorfläche ja in Kombination mit dem Kamin ausgeführt werden und die Kollektorfläche

auch vertikal angeordnet ist.


Abb. AW.5 – Option 3

Realisiertes Projekt Manzanares:

In den Jahren 1981/82 wurde eine Experimentieranlage mit 50 kW elektrischer Spitzenleistung in

Manzanares, etwa 150 km südlich von Madrid errichtet. Der Kamin hat eine Höhe von 195m und

einen Durchmesser von 10 m, der Kollektor einen Durchmesser von ca. 240 m. Die gemessene

monatliche Stromerzeugung variiert stark mit einem Minimum im Januar und einem Maximum im

Juni, im gesamten Jahr erzeugte die Anlage um 45 MWh.

Abb. AW.6 – Pilotprojekt in Manzanares

Mildura:

In Mildura, Nordwesten des Bundesstaates Victoria (Australien) sollte das bisher größte

Auftriebkraftwerk mit einer Leistung von 200 MW entstehen. Die Eckdaten umfassen einen 1000 m

hohen Turm mit 32 Turbinen sowie ein Kollektordurchmesser von 7000 m. Die jährliche Strombereit‐

stellung sollte ca. 680 GWha‐1 betragen. Die Stromgestehungskosten wurden auf etwa 8 €‐Cent/kWh

hochgerechnet im Vergleich zu australischen Kohlekraftwerken, die für 2 €‐Cent produzieren können.


WIND

Funktionsprinzip Die Windenergie ist im Gegensatz zu der bisher erläuterten direkten Sonnenenergie eine indirekte

Art der Sonnenenergie. Durch den Einfluss der Sonne kommt es zu den Temperaturunterschieden auf

der Erde, wodurch der Wind entsteht. Der Wind erreicht deutlich höhere Leistungsdichten als die

eintreffende Sonnenenergie. Im Gegensatz zur maximalen solaren Bestrahlungsstärke von etwa

1kWm‐2 bei einem sehr starken Wind Leistungsdichten von 10 kWm‐2. Durchschnittlicher Wind mit

einer Geschwindigkeit von 5 ms‐1 verfügt jedoch nur über eine Leistungsdichte von 0,075 kWm‐2.

Zur Stromerzeugung haben sich heute Windkraftanlagen mit horizontaler Rotationsachse

durchgesetzt. Daneben existieren noch andere Bauformen mit vertikaler Rotationsachse, welche je

nach den vorherrschenden Standortbedingungen eine gute Alternative zu Anlagen mit horizontaler

Rotordrehachse sein können. Ihr Vorteil besteht vor allem darin, dass der Generator und andere

technisch nötigen Teile am Boden platziert werden können. Außerdem sind sie von der Windrichtung

meist unabhängig. Die bisher im Einsatz befindlichen Windräder mit vertikaler Achse haben

allerdings meist einen entscheidenden Nachteil: Ihr Wirkungsgrad liegt hinter modernen Anlagen mit

Propellern zurück, im Schnitt bei etwa 75%.

Weitere Optimierungsforschungen sind noch im Laufen, hierbei geht es vorwiegend um

Windverstärker, wie es bspw. durch die Mantelturbine gegeben ist. Der Mantel erzeugt zusätzlich zur

Luftströmung einen Sog, der eine 2‐3,5 fache Ausbeute verspricht.

Abb. WI.1 – Schema einer Windkraftanlage mit horizontaler Rotationsachse


Abb. WI.2 – Vertikale Rotationsachse: Savonius‐, Darrieus‐, H ‐ Rotor

Randbedingungen / Effektivität Im Gegensatz zu direkten solaren Energienutzung werden hier Standorte außerhalb des

Sonnengürtels der Erde bevorzugt, bläst nämlich in geographischen Breiten von etwa 30 °‐ 70° der

Wind besonders ausgeprägt.

Im Idealfall kann kinetische Energie des Windes zu knapp 60 Prozent in mechanische

Rotationsenergie, und diese dann über einen Generator praktisch vollständig in elektrische Energie

umgesetzt werden. In der Praxis werden durch die bereits ausgereifte Technik Umwandlungs‐

Wirkungsgrade von 40‐50 % erreicht. Die angebotene Windleistung pro senkrecht durchströmte

Fläche ist proportional der 3. Potenz der Windgeschwindigkeit. Von dieser angebotenen

Windleistung kann also dann knapp die Hälfte zu nutzbarer Leistung gewandelt werden, dies ab

Windgeschwindigkeiten von mind. 4 m/s bis max. 20 m/s.

Windgeschwindigkeit [m/s] 4 6 8 10 20

Windstärke (Beaufort) 3 4 5 6 8

schwacherWind

starker Wind

Sturm Orkan

Windleistung [W/m²] 42 140 333 650 5200

Tabelle WI.1. Windleistung in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit.

Anlagengröße Jährlicher Energieertrag [MWh/a]

Rotor Leistung [kW] 10 = 4 m/s 5 m/s 6 m/s 7 m/s 8 m/s

10 20 18 32 48 62 74

15 50 48 86 130 170 200

25 175 160 300 440 570 680

40 550 500 920 1300 1700 2100

60 1500 1300 2400 3600 4700 5600

80 3000 2700 4800 7100 9400 11000

100 5000 4500 8200 12000 16000 19000

Tabelle WI.2. Windleistung in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit.

Die Wirtschaftlichkeit einer Windenergienutzung durch Windenergieanlagen hängt von den

Parametern mittlere Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe, Stromverkaufspreis, Anlagen‐ und

Infrastrukturkosten ab.


Windräder mit vertikaler Achse schneiden grundsätzlich in ihrem Wirkungsgrad schlechter ab als jene

mit horizontaler Achse (Propeller). Der derzeitige Wirkungsgrad von Systemen mit vertikaler Achse

liegt bei 23%, die technische Optimierung soll aber künftig einen Wirkungsgrad bis zu 40%

versprechen und somit an die ca. 50% der horizontalen Systeme annähern.

Kosten An einem Standort mit einer Windgeschwindigkeit mit knapp 7 m/s in 100 m Nabenhöhe, das

entspricht rund 4,5 m/s in 10 m Höhe, können etwa 3,5 Mio. kWh pro Jahr ins Netz eingespeist

werden. Bei Investitionskosten von 1,8 Mio. Euro und jährlichen Betriebskosten von 50.000 Euro

ergibt sich über 20 Jahre ein Betrag von 2.8 Mio. Euro. Aus dieser Kalkulation ergeben sich

Stromgenerierungskosten von 0,04 €/kWh. Die Kosten beziehen sich auf Systeme mit horizontaler

Achse und den spezifizierten Spitzenleistungen.

Spitzen‐Leistung Investitions‐Kosten pro kW

installierter Spitzen‐Leistung

Typische Stom‐

erzeugungs‐Kosten

Zeitl. Verfügbarkeit über

ein Jahr summiert1

ca . 50 kW ca. 2000 Euro/kW 0.14 Euro/kWh ca. 2000 Vollast‐Stunden/Jahr

ca. 500 kW ca. 1500 Euro/kW 0.10 Euro/kWh ca. 2000 Vollast‐Stunden/Jahr

1500 kW 1200 Euro/kW 0.08 Euro/kWh ca. 2000 Vollast‐Stunden/Jahr

1 Für Deutschland an der Nordseeküste

Tabelle WI.3. Typische Investitions‐ und Stromgestehungskosten für Windkraftanlagen

Konzept für Hochhaus Folgend werden drei mögliche Konzepte/Ideen beschrieben, wie ein Windkraftwerk in das Wohn‐

Hochhaus integriert werden kann:

Option 1: System mit vertikalen Achsen am Dach des Hochhauses

Abb. WI.3 – Option 1 – vertikale Helix‐Systeme am Dach

Um die einzelnen vertikalen Windräder nicht gegenseitig zu beeinflussen, ist ein Abstand von

ca. 10 m einzuhalten. Daraus ergeben sich 12 vertikale Windräder auf dem Dach.

Je nach Ausführung haben vertikale Helix‐Windräder in dieser Dimension eine Leistung von

5‐10 kW. Wir kalkulieren mit 10 kW und 2000 Volllaststunden für ein Jahr und erhalten

20.000 kWh/a bzw. 20 MWh/a pro Einheit also gesamt 20 MWh/a x 12 = 240 MWh/a .

Der Geräuschpegel der Helix‐System oder ähnlicher H‐Rotoren ist relativ gering, sogar bei

Windgeschwindigkeiten von 10‐13 m/s bleibt er in einem Umkreis von 5 m unter 35 dB.


Ein vertikales Windrad der Firma qietrevolution mit 6 Kilowatt Leistung kostet 40.000 €. Für

die 10 kW Windräder kalkulieren wir 50.000€. Bei den 12 Windrädern sind das 600.000 €.

Option 2: System mit vertikalen Achsen in der Fassade

Abb. WI.4 – Option 2 –Darrieus‐Systeme in der Fassade

Um mehr Fläche für die Nutzung der Windenergie zu erhalten, könnten die Windräder an die

Fassade gelegt werden.

Trotz des Systems kann noch genügend Tageslicht in das Innere des Gebäudes gelangen.

Mit gut schalldämmenden Fenstern ist der Pegel von ca. 35 dB bei Windgeschwindigkeiten

um 50 km/h nicht störend für die Bewohner.

Ideale Standorte sind jene mit Winden in vorwiegend einer bestimmten Richtung, auch evtl.

an Küstengebieten um die See‐ und Landwinde nutzen zu können.

Die Spitzenleistung eines der Windräder dieser Dimension liegt bei 2,5 kW. Bei der

Installation dieser Fassade in den oberen 30 Geschoßen ergibt sich eine Summe von 165

Windrädern, Gesamtleistung dann 412,5 kW. Bei einer jährlichen Volllast von 2000 Stunden

erhält man 825.000 kWh, also 825 MWh. Dies wären ca. 10% des Gesamtenergiebedarfs des

Gebäudes.

Für die 2,5 kW Windräder kalkulieren wir 15.000€. Bei den 110 Windrädern sind das 1,65

Mio. €, die Fassadenkonstruktion nicht berücksichtigt.

Option 3: System mit horizontalen Achsen zwischen zwei Gebäuden

Bei Systemen mit horizontalen Achsen ist es grundsätzlich wichtig, das Propellerrad der

aktuell vorherrschenden Windrichtung in Richtung anzupassen.

Idealer Standort für dieses System ist also einer, bei welchem eine ausgeprägte

Hauptwindrichtung vorherrscht.

Als Referenzbeispiel kann das Bahrain World Trade Center herangezogen werden, welches im

nächsten Punkt noch genauer beschrieben wird.

Man kann bei drei Propellern jeweils mit einem Durchmesser von 29m von einer

Spitzenleistung von 1,2 MW ausgehen. Dieses System würde bei 2000 Volllaststunden im

Jahr 2400 MWh, bzw. 2,4 GWh/a elektrische Energie erzeugen. Dies wären etwa 30% des

Gesamtenergiebedarfs des Gebäudes.


Realisiertes Projekt Bahrain World Trade Center:

Bei dem 240 m hohen Bahrain World Trade Center von Atkins, dessen Grundstein im August 2004

gelegt wurde, sind drei Rotoren von jeweils 29 m Durchmesser an Brückenkonstruktionen zwischen

den beiden Türmen angebracht. Die Installation der Rotoren erfolgte im März 2007 – was das

Gebäude damit zum ersten weltweit machte, bei dem das Konzept der gebäudeintegrierten

Windenergie tatsächlich umgesetzt wurde. Die gewonnene Energie von 1,2 MW soll 11 – 15 % des

gesamten Gebäudebedarfs decken. Die Zusatzkosten durch die Integration der Windturbinen

betragen weniger als 3,5 % der Gesamtkosten des Bauprojektes.

Abb. WI.5 – Bahrain World Trade Center


WASSER

Funktionsprinzip Wasserkraft:

Wasserkraft (Hydroenergie) bezeichnet die Strömungsenergie von fließendem Wasser, welche über

geeignete Maschinen in mechanische Energie umgesetzt wird. Das Nutzen der Wasserkraft ist das

Ausnutzen der potentiellen Energie des Wassers im Schwerefeld der Erde, die beim Nach‐unten‐

Fließen in kinetische Energie sowie Wärme durch Reibung am Untergrund umgewandelt wird. Durch

eine Stauanlage wird Wasser im Stauraum auf möglichst hohem potentiellem Niveau zurückgehalten.

Die Energie der Bewegung des abfließenden Wassers wird auf eine Wasserturbine oder ein

Wasserrad übertragen, wodurch dieses in Drehbewegung mit hohem Drehmoment versetzt wird.

Dieses wiederum wird direkt oder über ein Getriebe an die Welle des Generators weitergeleitet. Der

Generator wandelt die mechanische Energie in elektrischen Strom um.

Entsprechend des Nutzgefälles gibt es drei verschiedene Kraftwerke: Das Niederdruckkraftwerk mit

einer Fallhöhe von weniger als 15 Metern (Flusskraftwerke, Gezeiten und Wellenkraftwerke), das

Mitteldruckkraftwerk mit einer Fallhöhe zwischen 15 und 50 Metern (Fluss‐ und Speicherkraftwerke),

das Hochdruckkraftwerk mit einer Fallhöhe von 50 bis 2.000 Metern (Speicher‐, Pumpspeicher‐ und

Kavernenkraftwerke).

Weltweit wird derzeit knapp ein Fünftel der elektrischen Energie mit Wasserkraftwerken erzeugt.

Damit ist Wasserkraft die wichtigste der aktuell genutzten regenerativen Energiequellen. Norwegen

deckt fast seinen gesamten Elektrizitätsbedarf mit Wasserkraft, Brasilien und Island zu rund 80%,

Österreich etwa zu 58%.

Adiabate Kühlung:

Grundsätzlich ist die adiabate Kühlung oder auch Verdunstungskühlung kein System zur Erzeugung

von elektrischem Strom, jedoch soll es hier kurz erläutert werden, da es von Dr. Robert Korab in

diesem Zusammenhang als effizientes und ökologisch wertvolles System zur Gebäudekühlung

erwähnt wurde und es somit zumindest zur Energieeinsparung beiträgt.

Das Grundprinzip ist eines der klassischen Physik: Wasser, wenn es in einem abgeschlossenen System

verdunstet, entzieht diesem System sensible (fühlbare) Wärme, und damit nimmt die

Systemtemperatur ab. Von den drei prinzipiellen Möglichkeiten der Anwendung in

Raumlufttechnischen Anlagen (RLT‐Anlagen), nämlich der Zuluft‐Befeuchtung, der Abluft‐

Befeuchtung mit Wärmerückgewinnung und der Zuluft‐Befeuchtung mit vorgeschalteter

Lufttrocknung kommt vor allem jenes System mit der Abluft‐Befeuchtung zum Einsatz.

Bei der Abluft‐Befeuchtung mit Wärmerückgewinnung muss keine Rücksicht auf den

Behaglichkeitsbereich innerhalb des Abluft‐Stroms genommen werden, so dass die Abluft durch

einen Befeuchter zunächst maximal befeuchtet und damit maximal abgekühlt werden kann. Je höher

die relative Feuchte nach dem Befeuchter ist, desto stärker sinkt die Lufttemperatur. Idealerweise ist

die Luft am Befeuchteraustritt gesättigt ( = 100%). Eine große Befeuchterleistung kann dadurch erreicht werden, dass eine möglichst große Stoffaustauschfläche zwischen Wasser und Luft innerhalb

des Befeuchters erzeugt wird. Um diese großen Austauschflächen bereitzustellen, gilt es, bei

Sprühbefeuchtern eine sehr feine Zerstäubung des eingesprühten Wasser durch die richtige Wahl der

Zerstäuberdüsen und des Einsprühdrucks des Wassers zu erreichen. Darüber hinaus sollte die


Verweilzeit der Luft im Befeuchter möglichst groß sein (d.h. große Baulänge des Befeuchters bzw.

geringe Durchtrittsgeschwindigkeit der Luft). Die so stark abgekühlte Abluft wird über ein

Wärmerückgewinnungssystem (WRG) geleitet, das mit dem Zuluft‐Strom verbunden ist. Durch das

WRG‐System wird dem Zuluft‐Strom Wärme entzogen und durch den Abluft‐Strom aufgenommen,

wodurch sich der Zuluft‐Strom abgekühlt. (in diesem Fall könnte man eher von einem

„Kälterückgewinnungssystem“ sprechen). Bei den verwendeten Rückgewinnungssystemen sollte

beachtet werden, dass nur stoffdichte Systeme zum Einsatz kommen, da sonst die Zuluftfeuchte

durch die Übertragung der Feuchte aus der Abluft in die Zuluft zu stark erhöht wird.

Randbedingungen / Effektivität Die Effektivität der Wasserkraft ist ungeschlagen, denn etwa 90% der Strömungsenergie des Wassers

kann in elektrische Energie umgewandelt werden. Die Leistung P ist abhängig vom Wasserdurchfluss

Q (in m³/s) und der Fallhöhe h (in m) sowie von den Wirkungsgraden η des Zulaufs, der

Wasserturbine, des Getriebes, des Generators und Transformators.

Wasserkraftwerke werden bevorzugt im Mittel‐ und Hochgebirge sowie an großen Flüssen errichtet,

um durch großen Höhenunterschied bzw. Durchfluss die Wirtschaftlichkeit zu erhöhen.

Kosten Die Kosten der Investitionen für Wasserkraftwerke liegen sehr hoch und belasten die Rentabilität der

Anlage. Daher ist der in Wasserkraftwerken produzierte elektrische Strom zunächst einmal

kostspieliger als beispielsweise der in vergleichbaren Dampfkraftwerken. Die Kostenlosigkeit der

nahezu unbegrenzt zur Verfügung stehenden Ressource Wasserkraft macht sich erst bemerkbar,

wenn die Erlöse des verkauften Stromes die Kosten der Errichtung des Kraftwerkes gedeckt haben.

Aus diesem Grund werden Wasserkraftwerke für eine hohe Lebensdauer ausgelegt, um diesen Effekt

möglichst lange nutzen zu können. Die reinen Stromerzeugungskosten liegen in Österreich derzeit bei

etwa 30‐80 Euro pro MWh, also 3‐8 Eurocent pro kWh, abgesehen von jeglichen Netzkosten.

Die Kosten für ein adiabates Kühlsystem konnten nicht ausfindig gemacht werden.

Konzept für Hochhaus Die Nutzung von direkter Wasserkraft ist im Kontext eines Hochhauses in jedem Falle ineffizient.

Erste Ansätze einer Umwandlung der Strömungsenergie des abfließenden Regenwassers in

elektrischen Strom, sowie eine Umwandlung des überschüssigen Druckpotentiales seitens der

Trinkwasserbereitstellung erweisen sich als ungeeignet. Jeglich eine Energieeinsparung durch

wassergestützte Kühlungssysteme, beispielsweise durch adiabate Kühlung, scheint praxisnahe.

Option 1: Regenwassernutzung

Die durchschnittliche Niederschlagsmenge in Wien beträgt etwa 600 Millimeter pro Jahr. Bei

einer Dachfläche von 1200m² könnten also jährlich etwa 1200m² x 0.6m = 720 m³ Wasser

gesammelt werden. Für die größte Fallhöhe müsste das Wasser an höchster Stelle im

Hochhaus gespeichert werden.

Für die Berechnung der Leistung findet folgende Formel Anwendung:


Für den Leistungsbeiwert N nehmen wir 8 kN/m³ an, für die Höhe 200 m, für den Durchfluss

1 m³/s. Also erhalten wir eine Leistung von 1600 kW. Bei dem Durchfluss von 1 m³/s erhält

man 3600 m³/h, also 0.44 kWh/m³. Bei den 720 m³ Regenwasser hätten man theoretisch

einen jährlichen Ertrag von 320 kWh.

Die Investitionskosten für den Sammelbehälter, die Fallrohre, Turbine, Generator stehen in

keinem Verhältnis zu dem Ertrag. Der Speicher würde zudem Wohnfläche in Anspruch

nehmen.

Die Sammlung des Regenwassers könnte statt energetischen aus ökologischen Gründen für

Bewässerung o.ä. angedacht werden, es müssen die Behälter dann auch nicht zwangsmäßig

in dem Gebäude sein.

Option 2: Nutzung Trinkwasserversorgung

Zwischen der Quellfassung und den Verbrauchern müssen oft mehrere hundert Meter

Höhenunterschied überwunden werden. Die dabei auftretende Gefälleenergie muss dann in

Druckreduzierungsstationen umgewandelt werden, damit das Trinkwasser schadlos in die

Hochbehälter eingeleitet werden kann.

Die grundsätzliche Idee basiert darauf, das Hochhaus als Druckreduzierungsstation zu nutzen,

in dem das Wasser durch den natürlichen Druck bis an oberster Stelle des Hochhauses

gelangt. Einige Kleinturbinen in Zusammenhang mit Generatoren würden an verschiedenen

Höhen im Gebäude dann als Druckreduzierungsventil dienen mit dem positiven Nebeneffekt

elektrische Energie zu erzeugen. Für den natürlichen Druck müsste dann für die 200

Höhenmeter am Fuße des Hochhauses mindestens ein Druck von 20 Bar vorherrschen, was

jedoch in der Praxis durch vorgeschaltete Druckreduktionen meist nicht der Fall ist.

Eine Problematik stellt dann des Weiteren der nicht andauernd laufende Durchfluss bei der

Installation im Hochhaus dar. Der Gewinn von überschlagsmäßig berechneten 4 MWh/a

gegenüber den Investitionskosten wäre zudem weit entfernt von jeder Wirtschaftlichkeit.

Recherchen ergaben, dass Wasserversorgungsunternehmen dieses System bereits unter dem

Namen Trinkwasserkraftwerke realisiert haben, meist wird die gewonnene Energie für den

Eigenverbrauch verwendet. Sie können die volle Gefälleenergie nutzen, was das System

wirtschaftlich macht.

Option 3: Adiabate Kühlung

Installation einer adiabaten Kühlung in dem Gebäude. Da das Hochhaus aber keine

Bürogebäude darstellt sondern als Wohnhaus genutzt wird könnte evtl. in unseren Breiten

eine natürliche Belüftung ausreichen, wobei in obersten Geschossen eine natürliche

Belüftung wegen Windkräften wieder problematisch sein könnte.

Bezüglich der Leistung könnte hier überschlagsmäßig mit 900 kW kalkuliert werden. Dies

wurde aus dem folgend beschriebenen Projekt abgeleitet. Bei der Justus Liebigschule mit

einer Gesamtluftmenge von ca. 30.000m³ hat die Kühlung eine Leistung von etwa 180 kW.

Umgerechnet auf das Hochhaus mit einer Luftmenge von etwa 150.000m³ erhält man

dementsprechend eine Kühlleistung von etwa 900 kW.


Realisiertes Projekt Justus von Liebig Schule in Waldshut, Deutschland:

Bei der Energiesparschule mit Passivhaus‐Technologie wurde um zusätzlich den Energieeintrag durch

den hygienisch bedingten Luftwechsel zu reduzieren eine indirekte adiabatische

Verdunstungskühlung installiert, die das vorhandene Lüftungsgerät zusätzlich nutzt. Die Abluft wird

vor dem Wärmerückgewinner befeuchtet, dadurch abgekühlt und die Kälte anschließend im

Wärmerückgewinner auf die Zuluft übertragen. Im Betrieb konnten bei 38°C Außentemperatur 21°C

Zulufttemperatur erreicht werden. Dies entspricht einer Kühlleistung von 180 kW. Der

Wasserverbrauch der adiabaten Kühlung wird nicht getrennt erfasst. Bei einem

Befeuchtungswirkungsgrad von 50% kann ein Wasserverbrauch an einem heißen Sommertag von ca.

1 m³ Wasser abgeschätzt werden.

Abb. WA.1 – Adiabates Kühlsystem in der Justus von Liebig Schule

Abb. WA.2 – Justus von Liebig Schule


GEOTHERMIE

Funktionsprinzip Die in der Erde vorhandene Wärme kann zur Bereitstellung thermischer, mechanischer und

elektrischer Energie genutzt werden. Der an die Erdoberfläche dringende Energiestrom speist sich

aus drei verschiedenen Quellen:

Eine Quelle ist die im Erdinneren gespeicherte Energie, die noch aus der während der

Entstehung der Erde frei gewordenen Gravitationsenergie resultiert.

Eine weitere Quelle stellt die Energie dar, die aus der ggf. von vor der Erdentstehung noch

vorhandenen so genannten Ursprungswärme stammt.

Die dritte Quelle ist die Energie, die durch den Zerfall radioaktiver Isotope, die in der Erde

enthalten sind, freigesetzt wurde und wird.

Unter den in Deutschland gegebenen Bedingungen sind folgende Möglichkeiten einer

Erdwärmenutzung von Bedeutung:

Erdwärmesonden

Nutzung der oberflächennahen Erdwärme mittels horizontal verlegter Erdkollektoren oder

Erdwärmesonden. Die Wärme des Gesteins (6 bis 14°C) wird an ein geschlossenes

Röhrensystem übertragen, wobei kein Stoffaustausch stattfindet. Da diese Wärme so weder

für Brauchwasser noch für Heizungszwecke nutzbar ist, muss sie in der Regel mit Hilfe von

Wärmepumpen auf ein höheres Temperaturniveau gehoben werden. Erdwärmesonden

können nicht nur zum Heizen, sondern auch zum Kühlen für die Klimatisierung von Gebäuden

im Sommer verwendet werden, wobei die Umgebungswärme entzogen und über die

Erdwärmesonden an den Untergrund abgegeben werden. Die Tiefe solcher Sonden beträgt in

Mitteleuropa normalerweise 80 bis 200 Meter.

Hydrothermale Systeme

Nutzung hydrothermaler Erdwärmevorkommen. Dabei werden heiße Wässer aus dem

Erdinneren an die Oberfläche gepumpt, ihnen mit Hilfe von Wärmetauschern und

geothermischen Heizzentralen die Wärme entzogen und in Nah‐ und Fernwärmenetze

eingespeist. In Deutschland kann aufgrund der im Untergrund gegebenen Temperaturen

hydrothermale Wärme nur bis etwa 100°C und damit ausschließlich für die Bereitstellung von

Niedertemperaturwärme (Nutzwärme für Haushalte und Kleinverbraucher) genutzt werden.

Nutzung der Wärme des tiefen Untergrunds mit Hilfe tiefer Sonden. Die Wärme im

Erdinneren kann mit Hilfe von Tiefenbohrungen, durch die ein Wärmeträgermedium

gepumpt wird, dem Tiefengestein entzogen werden. Mit Hilfe einer Wärmepumpe wird diese

Wärme zur Deckung der Nachfrage an Raumwärme und Warmwasser eingesetzt.

In der tiefen Geothermie unterscheidet man darüber hinaus zwischen Hochenthalpie‐

(Wassertemperatur über 200°C) und Niederenthalpielagerstätten. Bei Hochenthalpielager‐

stätten kann elektrische Energie direkt über Dampfturbinen erzeugt werden. Sie haben somit

einen hohen Wirkungsgrad. Um mit dem Medium Wasser den hierfür nötigen Dampfdruck zu

erhalten, sind jedoch hohe Temperaturen >200 °C im Untergrund nötig. Die Verstromung von

Wärme aus Niederenthalpiesystemen ist nur mit Arbeitsmedien wie sie in ORC‐Anlagen


(Organic Rankine Cycle, Arbeitsmedium z.B. Pentan) oder Kalina‐Kreisläufen (Arbeitsmedium:

Ammoniak‐Wasser‐Gemisch) möglich. Der Wirkungsgrad solcher Anlagen liegt je nach

Medium und Temperatur lediglich bei 10‐15%.

Enhanced Geothermal Systems

Nutzung der Wärme des tiefen Untergrunds mit Hilfe des Stimulationsverfahrens „Hot‐Dry‐

Rock“ (HDR). Wenn in der Tiefe dichtes Gestein und nicht ausreichend natürliches Wasser

vorhanden ist, kann es in die Tiefe gepresst werden, wodurch offene Risse im Gestein

entstehen, welche ein Wasserwegenetz und gleichzeitig einen Wärmetauscher bilden. Es

entsteht ein künstliches Reservoir, durch welches Wasser zirkulieren kann. Dieses nimmt

dabei Wärmeenergie aus dem heißen Gestein auf und wird durch eine zweite Bohrung

wieder zu Tage gefördert.

Abb. GT.1 – Erschließungsmethoden Geothermie

Randbedingungen / Effektivität In der Energiegewinnung durch Erdwärme steckt viel Potential, bedenkt man, dass 99% der Erde

heißer als 1000°C sind und die Ressource Erdwärme aus praktischer Sicht unermesslich groß ist. Die

Begrenzung des Potentials liegt also nicht bei der Ressource selbst, sondern bei der Wirtschaftlichkeit

der Technik, mit welcher die Energie an die Oberfläche gebracht und in nutzbare Energie

umgewandelt wird. Die Kosten für die Bohrung steigen mit der Tiefe überproportional an, die Kosten

nehmen exponentiell zu. Als technisch machbare Grenze für Geothermiebohrungen nehmen

Wissenschaftler eine Tiefe von 10 km an (Tester, 2006). Begünstigt sind Standorte, an denen die

Erdkruste dünn ist und bereits in geringer Tiefe höhere Temperaturen vorgefunden werden.


Abb. GT.2 – Klassifikation des geothermischen Potentials

Kosten Etwa drei Viertel der Investitionskosten entfallen auf die Bohrung, ein Viertel auf die

Kraftwerkanlage, die Kosten der Vorerkundung bleiben im Gesamtinvestitionsrahmen unter 5%. Die

Betriebskosten einer geothermischen Anlage sind gering, Energiebeschaffungskosten entfallen.

Substantielle Kostensenkungen durch neue, schnelle und somit günstigere Bohrtechniken sind

realistisch. Sie sind nötig um die Technologie marktfähig zu machen.

Da die Energiegewinnung unabhängig von den Turmmaßen ist, werden im Folgenden Beispiele

verschiedener Verfahren aufgezeigt.

Das theoretische Potential oberflächennaher Erdwärmenutzung beträgt im Raum Deutschland 360

MJ/m²a, aufgrund einer Vielzahl restriktiver Größen beträgt das technische Erzeugungspotential

lediglich 2,6 MJ/m²a. Limitierende Faktoren sind die Distanz und damit Wärmeverlust zu potenziellen

Verbrauchern (somit nur in unmittelbarer Umgebung des Verbrauchers installierbar), die

eingeschränkte Verlegemöglichkeit aufgrund der Gebäudestruktur sowie eine falsche

Bodenbeschaffenheit oder beispielsweise Grundwasserschutzgebiete. Damit ist nur knapp ein Drittel

der Gebäude‐ und Freiflächen in Deutschland für eine Nutzung der oberflächennahen Erdwärme

technisch verfügbar.

Nachstehende Tabelle zeigt zwei Wärmepumpenanlagen mit einer thermischen Leistung von 15 und

40 kW. Es wird eine Ausnutzungsdauer von 2000 h/a und eine Jahresarbeitszahl von 4,0 und für

Grundwasserwärmepumpen von 4,5 für unterstellt. Die technische Lebensdauer der Anlage beträgt

20 Jahre. Sämtliche Preise wurden im Jahr 2000 ermittelt und in Euro umgerechnet. Deutlich zeigt

sich bei zunehmender Leistung eine Kostendegression für die Wärmepumpenanlage. Die

Betriebskosten, welche maßgeblich von den Energiekosten bestimmt sind, bewegen sich zwischen 5

und 6,5 €/GJ. Die wesentlichen Einflussgrößen auf die Wärmegestehungskosten von


Wärmepumpenanlagen stellen vor allem die Gesamtinvestitionen und die Abschreibungsdauer (20

Jahre), sowie der Zinssatz, die Betriebskosten und die Energiekosten dar.

Wärmequelle Erdreich Wärmequelle

Grundwasser Vertikaler

Wärmetauscher

Horizontaler

Wärmetauscher Leistung [kW] 15 40 15 40 15 40

Wärmequelle [€/kW] 525 450 450 400 550 300

Wärmepumpe [€/kW] 500 350 500 350 400 250

Montage, Inbetriebnahme, [€/kW] 60 40 60 40 55 35

Summe [€/kW] 1085 840 1010 790 1005 585

Energiekosten1 [€/GJ] 4,6 4,4 4,6 4,4 4,3 4,0

Instandhaltung [€/GJ] 0,9 0,7 0,9 0,7 1,9 1,1

Summe[€/GJ] 5,5 5,1 5,5 5,1 6,1 5,0

Wärmegestehungskosten [€/GJ] 15,6 12,5 14,9 11,9 20,5 13,1

Wärmegestehungskosten [€‐Cent/kWh] 5,6 4,5 5,4 4,3 7,4 4,7

Tabelle GT.1 – Investitionen, Betriebskosten und Wärmegestehungskosten für oberflächennahe

Erdwärmenutzung

Die Energie des tiefen Untergrundes lässt sich in 3 Kategorien einteilen, welche samt technischem

Erzeugungspotential in nachstehender Tabelle ausgewiesen sind:

Erzeugungspotential

Hydrothermale Erdwärmenutzung 14,4 MJ/m²a

Nutzung mit tiefen Sonden 8,4 MJ/ m²a

Nutzung mit HDR‐Technik 28 MJ/ m²a2

0,35 kWh/ m²a3

Tabelle GT.2 – Technische Erzeugungspotentiale der verschiedenen Möglichkeiten zur

Nutzbarmachung der Energie des tiefen Untergrunds

Die Systemtechnik von hydrothermalen Geothermieanlagen ist erheblich von den jeweiligen

Gegebenheiten vor Ort abhängig, Einflussgrößen wie Temperatur, Salinität und Förderraten der

Tiefenwässer sowie die lokale Abnehmerstruktur führen zu deutlichen Unterschieden in der

Auslegung der Heizzentralen. Deshalb wurden für nachstehende Tabelle zum Vergleich 6 realisierte

Beispiele aus Deutschland herangezogen. (Stand 1999)

Den Hauptteil der Investitionen nehmen die Aufwendungen für die Bohrung ein. Die Kosten für die

Förder und Reinjektionsbohrung liegen im Tiefenbereich von 1500 bzw. 2000 m bei etwa 3,9 bzw. 4,8

Mio €. Die Betriebskosten werden wesentlich beeinflusst durch die Aufwendungen, die bei der

eigentlichen geothermischen Heizzentrale anfallen, und den Kosten für die fossilen Energieträger, die

1 Mischstrompreis von 6,8 €‐Cent/kWh einschließlich 45 €/a für Grund‐, Mess‐ & Rundsteuerpreis 2 ausschließlich Wärmebereitstellung 3 ausschließlich Strombereitstellung


zur Abdeckung der Spitzenlast bzw. für den Betrieb der Wärmepumpe und ggf. des Blockheizkraft‐

werkes benötigt werden.

1 2 3 4 5 6

Lagerstätte 95°C, 2000 m

95°C,2000 m

95°C,2000 m

55°C,1500 m

55°C, 1500 m

55°C,1500 m

Energiewandlung direkte Wärme‐übertragung

direkte Wärme‐übertragung

direkte Wärme‐übertragung

direkte Wärme‐übertragung, WP



Deckungsanteil Geothermie [%]

99,6 97,3 97,3 91,4 41 57,3

Wärmeabnehmer Neubau‐gebiet

bestehende Bausubstanz

Prozess‐wärme

Neubau‐gebiet

bestehende Bausubstanz

Prozess‐wärme

Volllaststunden [h/a] 1800 1800 3000 1800 1800 3000

Heiznetz (Vor‐/ Rücklauf) [°C] 70/40 90/70 90/30 70/40 90/70 90/30

Wärmequelle [T€] 4796 4796 4796 3889 3889 3889

Wärmepumpe [T€] 190 190 190

Wärmetauscher [T€] 169 112 201 70 10 74

BHKW [T€] 279 279 279

Spitzenlastanlage [T€] 201 201 201 201 201 201

H20‐Transport, Filter, Slopsystem [T€]

544 479 580 431 362 435

Geb., Planung, Sonst. [T€] 1730 1711 1740 1632 1613 1633

Fernwärmenetz [T€] 1250 1805 350 1250 1805 350

Summe [T€] 8689 9104 7868 7940 8347 7049

Wartung, Instandh., Sonstiges

geotherm. Anlage [T€/a] 213 211 220 210 208 216

Netz [T€/a] 8 11 3 8 11 3

Energiekosten [T€/a] 59 58 86 127 378 454

Summe [T€/a] 280 280 309 345 597 673

Wärmegestehungskosten

frei Anlage [€/GJ] 11,1 11,1 7,1 11,9 15,7 10,2

frei Anlage [€‐Cent/kWh] 4,0 4,0 2,6 4,3 5,7 3,7

frei Verbraucher [€/GJ] 14,8 16,1 7,8 15,5 20,6 10,9

frei Verbraucher [€‐Cent/kWh] 5,3 10,8 2,8 5,6 7,5 3,9

Tabelle GT.3 – Anlagenkonfiguration, Investitionen, Betriebskosten und Wärmegestehungskosten der

hydrothermalen Erdwärmenutzung

Den Berechnungen wurde eine technische Lebensdauer d.h. Abschreibgebühr von 30 Jahren zu

Grunde gelegt. Die Versorgung von Industriebetrieben (Fall 3 und 6) ist aufgrund der hohen,

nachgefragten Wärmemenge und der kleinen Rücklauftemperaturen mit den geringsten

Wärmegestehungskosten verbunden. In allen Fällen führen die höheren Kosten für die tiefere

Bohrung zu geringeren Wärmegestehungskosten.

Im Folgenden wird eine Kostenanalyse für eine 2800 m tiefe Erdwärmesonde mit einer thermischen

Gesamtleistung von 3 MW durchgeführt (einschließlich des mit fossilen Brennstoffen gefeuerten

Spitzenlastkessels). Der Leistungsanteil, welcher aus der Nutzung der Erdwärme resultiert liegt dabei

bei einer Größenordnung von 500 kW.


Neubaugebiet Industriegebiet

Neubohrung Altbohrung Neubohrung Altbohrung

Heiznetz (Vor‐/ Rücklauf) [°C] 70/35 70/35 90/30 90/30

Netzverluste 8 8 5 5

Volllaststunden [h/a] 1800 1800 3000 3000

Anteil Geothermie [%] 71 71 31 31

Wärmequelle [T€] 1800 1250 1800 1250

Wärmepumpe [T€] 200 200 200 200

Wärmetauscher [T€] 9 9 9 9

Spitzenlastanlage [T€] 222 222 228 228

Gebäude, Sonstiges [T€] 208 186 211 189

Fernwärmenetz [T€] 375 375 105 105

Sonstiges [T€] 79 79 60 60

Summe [T€] 2892 2320 2662 2090

Wartung, Instandh., Sonstiges

tiefe Sonde [T€/a] 80 80 75 75

Netz [T€/a] 11 11 1 1

Energiekosten [T€/a] 80 80 269 269

Summe [T€/a] 171 171 345 345

Wärmegestehungskosten

frei Anlage [€/GJ] 16 15,1 9,2 9,2

frei Anlage [€‐Cent/kWh] 5,8 5,4 3,3 3,3

frei Verbraucher [€/GJ] 18,6 17,6 9,4 9,3

frei Verbraucher [€‐Cent/kWh] 6,7 6,4 3,4 3,4

Tabelle GT.4 – Anlagenkonfiguration, Investitionen, Betriebskosten und Wärmegestehungskosten

von tiefen Sonden

Hohe Investitionskosten fallen ggf. für die Neubohrung, im Wesentlichen für die Aufwendungen für

die Komplettierung der Bohrung, sowie das Wärmeverteilnetz an. Die Wärmegestehungskosten

werden sowohl von den Investitionskosten als auch der Abnehmerstruktur und der damit

verbundenen Heiznetztemperatur wesentlich beeinflusst. Die Tabelle verdeutlicht auch die

Abhängigkeit der Wärmegestehungskosten von den abnehmerseitigen Gegebenheiten. Der hohe

Fixkostenanteil begründet bei steigender Auslastung der Anlage deutlich sinkende, spezifische

Wärmekosten.

Für das HDR‐Verfahren konnte keine Aufschlüsselung nach Investitions‐ und Betriebskosten in

Erfahrung gebracht werden. Es werden Werte eines Pilotprojektes in Soultz‐sous‐Forets (Elsass, F)

wiedergegeben. Hier wurde in einer Tiefe von 3900 m eine 3km² große natürliche Wasseraustausch‐

fläche erschlossen, die eine extrahierbare Wärmeleistung von 10‐11 MW zulässt (1997). Die Bohrung

kann bis zu 4 Mio $ kosten, zum Zweck der Stromerzeugung sind die anfallenden Kosten bislang noch

zu hoch, da diese Anlage nur eine Leistung von 50MW erreicht.

Investition: etwa 5000 $/kW

Strompreis: etwa 7‐15 Cent/kWh

Die weltweit auf geothermischer Basis installierte elektrische Leistung betrug im Jahr 2000 7974 MW

und entspricht lediglich 0,2% des gesamten Verbrauchs. Ein Grund dafür ist, dass für einen normalen

Dampfturbinenbetrieb zur Umwandlung von Wärme in elektrische Energie nur Wärmeträger mit

einer Temperatur über 180‐200°C verwendet werden können. Für solch hohe Temperaturen muss


das HDR‐Verfahren oder die ORC‐Methode angewandt werden, bei dem der Nutzungsgrad lediglich

10‐15 % liegt. .

Konzept für Hochhaus Die Integration einer Geothermieanlage für die Stromerzeugung in ein Wohnhochhaus ist aufgrund

der horizontalen (Abstände der Bohrungen) und vertikalen Ausdehnung (Kühltürme) nicht möglich,

es könnte lediglich neben diesem angeordnet werden, was in urbanen Räumen aus Platzgründen

nicht zweckmäßig ist. Weiters wird es nicht als sinnvoll erachtet, Tiefenbohrungen für die

Stromerzeugung nur für ein Gebäude auszulegen. Eine vernünftige Maßnahme wäre, die gewonnene

Wärme und Strom von Geothermieanlagen für mehrere Gebäude nutzbar zu machen.

Realisiertes Projekt Erdwärme‐Kraftwerk Neustadt‐Glewe (Deutschland)

Im Jahre 1988 wurde in der mecklenburgischen Kleinstadt eine erste Bohrung erfolgreich in 2455 m

Tiefe niedergebracht. Man fand dort fast 100°C heißes salzhaltiges Thermalwasser in einer gut

durchlässigen Sandschicht. Ein Jahr später wurde in 1,5 Kilometer Entfernung eine zweite Bohrung

bis auf 2335 m Tiefe vorgenommen. Diese zweite Bohrung war erforderlich, um das salzhaltige

Wasser wieder in die Tiefe zu leiten. Nach Ausbau der vorhandenen Bohrungen 1993 und der

Errichtung des Heizwerkes ging das Geothermie‐Heizwerk im Oktober 1994 in Betrieb.

Abb. GT.3 – Erdwärme‐Kraftwerk Neustadt‐Glewe (Deutschland)

Mehrere Gründe sprachen dafür, das geothermische Heizwerk Neustadt‐Glewe durch ein kleines

Erdwärmekraftwerk zu ergänzen. Ein wichtiger Grund war der, dass die Fernwärmeversorgung

während der Sommermonate eine geringere Wärmeabnahme bedeutete, eine Mindestpumpmenge

an Thermalwasser aber einzuhalten war. Schön frühzeitig arbeitete man an der Lösung, aus der

überschüssigen Erdwärme während des Sommers Strom zu gewinnen. Das neue Versorgungskonzept

sieht für das Kraftwerk vor, im Sommer mit voller Leistung Strom zu produzieren. Erst bei niedrigen

Außentemperaturen wird die Stromgewinnung ausgeschaltet und die gesamte Erdwärme zur

Wärmeversorgung verwendet. Die geothermische Anlage Neustadt‐Glewe ist heute somit eine Kraft‐

Wärme‐Koppelungsanlage, also eine kombinierte Strom‐ und Wärmeversorgung. Das Erdwärme‐

Kraftwerk speist im Sommer mit einer garantierten Leistung von 210 KW Strom in das Ortsnetz von

Neustadt‐Glewe ein, was einem Bedarf an elektrischer Energie von 500 Haushalten entspricht. Das

Kraftwerk läuft im Betrieb voll automatisch, nur das Anfahren der Anlage nach Stillständen im Winter

oder wegen Störungen erfolgt vom Kraftwerkspersonal.

Das Thermalwasser steigt aufgrund des unterirdischen Überdrucks in der Förderbohrung aus eigener

Kraft bis ca. 100 m unter die Erdoberfläche. Eine in 260 m Tiefe hängende Unterwasserpumpe

fördert das Wasser nach oben und drückt es durch Titanwärmetauscher des Heizwerkes, wo die

nutzbare Erdwärme dem Thermalwasser entzogen wird. Hier gelangt die Wärme in einen zweiten


Kreislauf, der eigentlichen Fernwärmeversorgung. Der Rücktransport des Thermalwassers erfolgt

überirdisch in erdverlegten Rohrleitungen aus glasfaserverstärkten Epoxidharz über eine Entfernung

von insgesamt 1780 m. Am Endpunkt angekommen wird das Thermalwasser durch eine

Injektionsbohrung in die Sandsteinschicht zurückgeführt.

Abb. GT.4 – Schema der Erdwärmenutzung in Neustadt‐Glewe

Das Geothermiekraftwerk nutzt die zur Verfügung stehende Erdwärmemenge (110 m³/h

Thermalwasser) des Heizwerks während der Sommermonate zur Erzeugung von Energie. Erst bei

niedrigen Temperaturen, wenn der Wärmebedarf wieder zunimmt wird das Kraftwerk nicht mehr

eingesetzt, da die gesamte Wärmemenge dann zu Heizzwecken benötigt wird. Zusätzlich wird das

geothermische Heizwerk durch Gaskessel ergänzt, die nur bei sehr niedrigen Temperaturen zum

Einsatz kommen und so lediglich ca. 2 ‐15% der Gesamtwärme beisteuern.

Die Turbine wird wegen der für Kraftwerke verhältnismäßig niedrigen Thermalwassertemperatur von

98°C nicht mit üblichem Wasserdampf angetrieben, sondern von einem synthetischen, organischen

Stoff, der anders als Wasser nicht bei 100°C, sondern bereits bei ca. 30°C siedet. Der organische Stoff

siedet in dem von Thermalwasser (Temperatur rund 100°C) gespeisten Wärmetauscher und treibt


Abb. GT.5 – Turbinenkreislauf ‐ ORC‐Prozess

damit die angeschlossene einstufige Turbine an. Aus der

Rotationsenergie wird schließlich über einen Generator in elektrischen

Strom umgewandelt. Während dieses Prozesses wird die Flüssigkeit auf

ca. 70° Celsius und weniger abgekühlt. Der organische Dampf im

angeschlossenen Kühlwasserkreislauf wieder verflüssigt, um dann

erneut durch den Wärmetauscher zu gelangen und als gasförmiges

Medium mechanische Arbeit in der Turbine zu verrichten. Das Kraftwerk

arbeitet weltweit mit der niedrigsten Soletemperatur.

Eckdaten:

Geothermischer Kreislauf:

Tiefe der Förderbohrung: 2250m tief

Tiefe der Injektionsbohrung: 2335m tief

Abstand der Bohrungen: 1780m

Fördertemperatur der Sole: 97°C am Sondenkopf

Fördermenge: 40‐110 m³/h(10‐30l/s)

Salzgehalt der Sole: 227g/l (vgl. Totes Meer: 300g/l)

Heizwerk

Inbetriebnahme: 1994

Geothermische Wärmeleistung: 10.400 kW

Gaskessel: 10.000 kW

Mittlere Wärmeabgabe: 16.000 MWh/a, davon bis zu 98 % geothermische Wärme

Fernwärmekunden: 1.325 Wohnungseinheiten, 23 kleine Gewerbekunden

Prozesswärme: 1 Lederwerk

ORC‐Erdwärme‐Kraftwerk

Elektrische Leistung: bis 230 KW

Nutzbare geothermische Wärme: 98°C bis 71°C, ca.3000 kW

ORC‐Turbine: ‐ einstufig mit drei Düsengruppen

‐ Wirkungsgrad von 70%

‐ Verdampfungstemperatur ca. 75°C

‐ Verdampfungsdruck ca. 4 bar

Kondensatordruck: ca. 1 bar

Siedetemperatur des organischen Mediums bei Normaldruck:

31°C

2 Nasskühltürme, die von einem Brunnen gespeist werden

Chemische Wasseraufbereitung in einem Container

Synchrongenerator: 250 kVA, 3000 U/min

Stromerzeugung: 1.400‐1.600 MWh/a (Jahresstrombedarf von ca. 500 Haushalten)

Fahrweise: Die Wärmeversorgung hat Vorrang, damit fährt das Kraftwerk im Sommer volle Leistung und steht bei Frostgraden im Winter.

Tabelle GT.5 – Eckdaten Erdwärme‐Kraftwerk Neustadt‐Glewe (Deutschland)


BIOMASSE

Funktionsprinzip Unter dem Begriff Biomasse versteht man im weiteren Sinne die durch die Photosynthese

entstehende, organische Stoffmenge, sowie deren Sekundärprodukte. Konkret kann man zwischen

folgenden Biomasse‐Arten unterscheiden:

der Zuwachs bewirtschafteter Wälder,

Energiewälder (Für die Energiewirtschaft direkt angepflanzte Wälder mit schnell wachsenden Baumarten);

Klärschlamm von Kläranlagen, Deponiemüll zur Produktion von Biogas (Heizwert von Klärschlamm: 6‐13 MJ/kg);

Energiepflanzen für die Produktion von Bioalkohol‐ und Biodieselproduktion;

sonstige, alternative Biomasse, wie Stroh‐, Energiegraspellets, Gras, Laub, organische Haus‐

und Agrarabfälle. (Heizwert von Stroh: 10‐16 MJ/kg)

Die EU deckt derzeit 4 % des Energiebedarfs durch Biomasse. In absoluten Zahlen kommen etwa 59

Mio. Tonnen aus Holz und Holzabfällen, 3 Mio. Tonnen aus Biogas, 5 Mio. Tonnen aus der

Abfallwirtschaft und 2 Mio. Tonnen aus der landwirtschaftlichen Ernte.

Ein Biomassekraftwerk (BMKW) erzeugt elektrische Energie durch die Verbrennung von Biomasse.

Der Brennstoff wird in einem auf den Brennstoff abgestimmten Dampfkessel verbrannt. Die meisten

Anlagen arbeiten mit Rostfeuerungen oder bei größeren Anlagen auch nach dem Wirbelschichtver‐

fahren. In den nachgeschalteten Rauchgaszügen sind Rohrschlangen eingebaut, die als

Verdampferfläche und bei Biomassekraftwerken mit Turbinenbetrieb auch als Überhitzerflächen

geschaltet sind. Der überhitzte Dampf wird einer Turbine zur Stromerzeugung zugeführt und/oder als

Fernwärme bzw. Nahwärme genutzt. Das Rauchgas wird in einer Rauchgasreinigungsanlage gereinigt

und über einen Kamin emittiert.

Die Brennstoffe werden in der CO2‐Bilanz als neutral bezeichnet, da sie beim Verbrennen nur das

beim Wachsen aufgenommene CO2 abgeben. Unberücksichtigt bleibt hierbei aber das bei

Gewinnung, Aufbereitung und Transport emittierte Kohlendioxid, sowie bei Einsatz von Altholz das

Mitverbrennen von z. T. erheblichen Anhaftungen nicht CO2‐neutraler Substanzen (Beschichtungen,

Imprägnierungen).

Randbedingungen / Effektivität Im Folgenden wird das Hauptaugenmerk auf das in Biomassekraftwerken für die elektrische

Energieproduktion benutzte Holzgut gelegt. Das Biomassegut auf dem Festland wird auf 1012 tC

(Tonnen Kohlenstoff) geschätzt, davon entfallen 40 % auf Waldholz und 9 % auf die Agrarvegetation,

der Rest auf Tundra‐, Savannen‐, Sumpf‐ und Grasgebiete. Wenn das Holzgut als erneuerbare

Energiequelle betrachtet wird, darf nur der jährliche durchschnittliche Zuwachs von 4 % verwendet

werden. Bei der Annahme, dass die weltweiten Waldgebiete tatsächlich zweckmäßig und

wirtschaftlich genutzt werden können, wäre das jährlich energetisch nutzbare Holzgut der Erde

insgesamt

0,04 x 0,4 x 2,7 x 1011 = 4,3 x 109 t/a.

Dies entspricht 1,1 t/ha Wald. Der entsprechende Heizwert (12,5 MJ/kg) pro Jahr beträgt

4,3 x 109 [t] x 12,5 x 103 [MJ/t] = 5,4 x 1019 J/a = 54 EJ/a.


Dies stellt die oberste Grenze des energetischen Potentials der Wälder dar. Würde dies in Biomasse‐

kraftwerken mit einem Wirkungsgrad von etwa 30 % genutzt könnte man damit eine Kapazität von

0,3 x 5,4 x 1019 [J/a] / 31,54 x 106 [s/a] = 5,1 x 1011 We = 5,1 x 105 MWe

aufbauen. Das entspricht lediglich 15 % der weltweiten, elektrischen Energieerzeugung (2004). Ein

Hektar Wald entspricht demnach etwa 1,5 x 10‐4 MWe elektrische Energie. Um die durchschnittliche

Brennholzhausbeute zu erhöhen müsste man verstärkt mit Energiewäldern arbeiten, welche sich

jedoch noch im Versuchsstadium befinden.

Den wichtigsten Beitrag zur Nutzung von Biomasse in Österreich leistet Brennholz zu Heizzwecken

(Heizwert 12,5 MJ/kg). Der zweitgrößte Anteil zur Biomassenutzung in Österreich kommt aus der

Papier‐ und Zellstoffindustrie, wo Rinde und Ablauge, die vorwiegend den Holzbestandteil Lignin

enthalten, zur Erzeugung von Prozesswärme und Strom verbrannt wird. Der dritte große Beitrag

kommt aus der Säge‐ und Holzindustrie, wo Holzhackgut, Sägewerksabfälle und Rinde zur Erzeugung

von Prozesswärme für die Trocknung von Holz genutzt werden. Holzabfälle werden darüber hinaus

auch in Biomassefernheizwerken und kleineren Hackgutkesseln für die Beheizung einzelner Objekte

eingesetzt.

Abb. BM.1 – Hackgut Abb. BM.2 – Pellets

Holz‐Pellets werden aus Sägemehl ohne Zusatz von Hilfsstoffen hergestellt, in dem das Sägemehl bei

höherer Temperatur durch eine Lochmatrize gepresst wird. Durch den niedrigen Wassergehalt haben

sie einen hohen Energieinhalt (17,6 MJ/kg) und benötigen in etwa den gleichen Lagerraum wie eine

Ölheizung.

Biogas hat durch seine Vielseitigkeit europaweit bereits in vielen Bereichen den Marktzugang

geschafft. Die Verwertung des Biogases vor Ort in Blockheizkraftwerken zur gekoppelten Erzeugung

von Ökostrom und Ökowärme ist am Weitesten verbreitet. Biogas ist ein Gasgemisch aus Methan,

Kohlendioxid und Spurengasen, das aus gezielter Umwandlung von organischem Material, unter Luft‐

und Lichtausschluss und bei ausreichenden Temperaturen, mit Hilfe von Mikroorganismen gewonnen

werden kann. Unter die Bezeichnung Biogas fallen demnach landwirtschaftlich und gewerblich

erzeugtes Biogas, Klär‐ und Deponiegas. Der Heizwert liegt bei 21,42 MJ/m³, zum Vergleich dazu hat

Erdgas 34,2 MJ/m³.

Kosten In nachstehender Tabelle kann man Investitionskosten für Feuerungsanlagen und Brennstoffbehälter

finden. (Preisbasis 2001)


Preise in € Feuerung Brennstoffbehälter

Hackgutfeuerung: 30 kW

60 kW

100 kW

8.000 – 12.000

11.000 ‐ 15.000

15.000 ‐ 18.000

8.000 – 9.000

10.000 ‐ 12.000

15.000 ‐ 17.000

Pelletsfeuerung: 25 kW

(reiner Pelletsofen) 45 kW

6.500 – 8.500

8.000 ‐ 10.000

8.000 ‐ 9.000

15.000 ‐ 17.000

Tabelle BM.1 – Kosten für Feuerungsanlage und Brennstoffbehälter

Konzept für Hochhaus Das Beispiel wird mit einem 45 kW Ofen durchgedacht. Zur Stromerzeugung wird ein

Wirkungsgrad von 25 % angenommen, der Gesamtwirkungsgrad wird auf 75 % geschätzt. Das

bedeutet, dass im Jahr etwa 45 [kW] x 8000 [h] x 0,25 = 90 MWhe elektrische Energie und

etwa doppelt so viel thermische Energie erzeugt werden.

Die Mengen und Kosten der dafür verwendeten Biomasse und Heizöl können nachstehender

Tabelle entnommen werden. Hackschnitzel sind mit Abstand am Günstigsten, benötigen

jedoch aufgrund des geringen Brennwerts (=hoher Wassergehalt) den meisten Lagerraum.

Des weiteren

Hackgut Pellets Biogas4 Heizöl

Heizwert [MJ/kg] bzw. [MJ/m³] 12,5 17,6 21,4 42,0

Jahresbedarf [t] 151 108 45

[m³/t] 2,74 1,54 1,19

Jahresbedarf [m³] 415 165 88 54

Tagesbedarf [m³/Tag] 1,1 0,5 0,2 0,1

6 Monatsbedarf [m³/Halbjahr] 207 83 44 27

Kosten [€/t] / [€/m³] 52 230 813

Kosten Brennstoff [€] 7.871 24.727 ‐ 30.779

Tabelle BM.2 – Massen‐ und Kostenermittlung verschiedener Biomasse‐Brennstoffe und Heizöl

Im Detail zu betrachten ist sicherlich, ob im städtischen Raum die benötigten Mengen

logistisch bewältigt werden können. Für Hackschnitzel könnten etwa zweimal jährlich 207 m³

Brennstoff angeliefert werden.

Die Kosten für Biogas konnten nicht ermittelt werden.

Realisiertes Projekt Biomasse‐Heizkraftwerk Pfaffenhofen

In Pfaffenhofen a.d. Ilm wurde ein Biomasse‐Heizkraftwerk zur Erzeugung von Strom, Dampf,

Fernwärme und Kälte errichtet. Der Standort ist so gewählt, dass die Wärmeversorgung bestehender

kommunaler Einrichtungen (Schulen, Krankenhaus etc.) sowie der Firma HIPP einfach zu realisieren

ist. Infolge der durch die Abnehmerstruktur möglichen kontinuierlichen Wärmeabnahme ist der

Betrieb einer Kraft‐Wärmekopplungsanlage hier besonders effizient.

4 Die Angaben für Biogas erfolgen in m³


Abb. BM.3 – Biomasse‐Heizkraftwerk‐Pfaffenhofen – Projektübersicht

Die thermische Leistung des Biomassekessels wurde anhand eines umfangreichen Bedarfsmodells zu

26,7 MWFWL errechnet. Mit bis zu 6 MW elektrischer Leistung sollen rd. 40 GWh/a in das öffentliche

Netz eingespeist werden. Neben dem Biomassekessel gibt es zwei Spitzen‐ / Reservekessel (10 und

20 MWFWL), die im Bedarfsfall mit Gas und alternativ mit Öl betrieben werden.

Die Verbrennung der Holzhackschnitzel erfolgt in einem darauf speziell abgestimmten Biomasse‐

kessel. Als Brennstoff kommen nur unbehandelte Hölzer (Waldhackschnitzel und Sägewerksrest‐

hölzer) zum Einsatz. Der erwartete Brennstoffbedarf liegt bei jährlich ca. 80.000 t bzw. 250.000 Sm³

(Schüttkubikmeter), was einem Tagesverbrauch von 750 Sm³ entspricht.

Abb. BM.4 – Jahresenergiefluss Biomasse‐Heizkraftwerk Pfaffenhofen


Im Anschluss noch einige Eckdaten des Kraftwerks:

Nennwärmeleistung 23,5 MW

Turbinenleistung 6,1 MW

Jahresnutzungsgrad 95,4 % (mit Rauchgaskondensation)

Kesselwirkungsgrad 87,2 %

Kesseldruck 60 bar

Dampftemperatur 450 °C

Brennstoff Waldhackschnitzel, Sägewerkresthölzer

Holzverbrauch / Jahr 84.000 t/a

Jährliche Stromproduktion 42.000 MWh

Jährliche Wärmeproduktion 201.300 MWh (mit Rauchgaskondensation)

Tabelle BM.3 – Eckdaten des Biomasse‐Heizkraftwerk Pfaffenhofen

Bezüglich Kostenverteilung gibt nachstehende Tabelle Aufschluss:

Biomassekessel incl. Rauchgasreinigung 7.419.000 18%Reservekessel 1.074.000 3%Heiz‐ und Kraftwerkstechnik 10.451.000 26%Dampf‐/Wärmenetz, Kälteversorgung 12.118.000 30%Bauliche Anlagen 3.170.000 8%Planung und Projektbetreuung 3.109.000 8%Grundstück incl. Erschließung 2.224.000 5%Brennstofflogistik, Bauleitzinsen 1.340.000 3%Summe 40.905.000 Holzhackschnitzel 3 – 11 € Wartungs‐ und Instandhaltungskosten 1 – 1,5 % der Investition/a Tabelle BM.4 – Investitionskosten des Biomasse‐Heizkraftwerk Pfaffenhofen

Das Kraftwerk wurde mit knapp 9 Mio. € Investitionszuschuss vom Freistaat Bayern gefördert.

Weiters wurden 20,7 Mio. € zinsverbilligtes DtA‐Darlehen vom Bund und 2,5 Mio. € zinsverbilligte

ERP‐Mittel gewährt.


BRENNSTOFFZELLEN

Funktionsprinzip Um aus (regenerativ gewonnenem) Wasserstoff Strom zu erzeugen, verwendet man Brennstoffzellen

(BZ). Bei einer Brennstoffzelle handelt es sich um eine besondere Art eines galvanischen Elements.

Zwischen der Anode und der Kathode befindet sich ein Elektrolyt der den Ionenaustausch ermöglicht.

Die Elektroden sind über einen äußeren Stromkreis verbunden. Die Bruttoreaktion ist eine Oxidation

und lautet: 2H2 + O2 2H2O.

Die 1839 von William Grove erfundene Technologie war bis vor wenigen Jahren in Vergessenheit

geraten, als die medienwirksame Automobilindustrie die technische Machbarkeit von Brennstoff‐

zellenfahrzeugen unter Beweis gestellt hat.

Abb. BZ.1 –Schematischer Aufbau einer Brennstoffzelle

Randbedingungen / Effektivität Für den stationären Einsatz in Kraftwerken sind Brennstoffzellen im Leistungsbereich von 1kW bis 10

MW denkbar. Sie könnten somit die dezentrale Stromversorgung, bei denen die leistungsbezogenen

Investitionskosten der konventionellen Technik steigen und der Wirkungsgrad sinkt, abdecken. Hier

setzen die meisten Entwickler auf die sogenannten Hochtemperatursysteme SOFC (Solid Oxid Fuel

Cell) und MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell), mit denen mit nachgeschalteter Gas‐ und Dampftur‐

binenkombination (GUD) elektrische Systemwirkungsgrade von 70 % vorstellbar sind. Von allen

Brennstoffzellentypen, die für die stationäre Energieversorgung in Frage kommen, besitzen jedoch

die PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell) die höchste technische Reife. Eine breite Markteinführung wird

nicht vor 2015 erwartet, wenn unter anderem der Gesamtwirkungsgrad etwa 80 % erreicht hat (30 %

elektrisch und 50 % thermisch).

Reiner Wasserstoff (H2) ist als primärer Energieträger in der Natur nicht vorhanden, er muss zur

Verwendung n der Brennstoffzelle zuerst aus methanreichem, entschwefelten Erdgas oder

Bioalkohol hergestellt werden. Diese Reformierung (chemische Reaktionsreihe, welche die


Umwandlung von CH4 H2 ermöglicht) ist endotherm, kann jedoch als sog. integrierte Reformierung

die Abwärme der Brennstoffzellenreaktion nutzen. BZ‐Systeme können je nach Leistung die Größe

eines Knopfes oder aber auch die eines großen Zimmers einnehmen.

Die Grundprobleme liegen in der Struktur und Zusammensetzung der katalytischen Anoden‐ bzw.

Kathodenschichten und deren Herstellung. Weitere Probleme treten bei der Herstellung gasdichter

Konstruktionen des Gesamtsystems.

Kosten Die größte Schwierigkeit ist die wirtschaftliche Produktion dieser komplizierten Technik. Die

Systemherstellungskosten lagen 2003 bei etwa 8700 €/kWe. Da sich BZ noch weitgehend in der

Entwicklung befinden, müssen noch sehr hohe Einzelstückpreise bezahlt werden.

Damit BZ‐Kraftwerke wettbewerbsfähig werden, muss der Anlagenpreis unter 1000 $/kWe und der

Zellenblockpreis sogar unter 200 $/kWe fallen. Dieses Preisniveau ist aber nur zu erwarten, wenn die

Produktion von Anlagen 50 MWe/a übersteigt und die Systemgröße auf 1‐5 MWe erhöht wird. Die

ersten Anlagen aus der Siemens‐Serienfertigung werden zwischen 4500 und 5000 US‐$ /kW kosten.

Konzept für Hochhaus Dank des geringen Platzbedarfs würde sich eine Brennstoffzelle in ein Technikgeschoß des

Wohnhochhauses integrieren lassen.

Bei einer Annahme von 200 kW elektrischer Leistung ergeben sich bei 8000 Volllaststunden 1,6 GWh/a. Das entspricht etwa 20 % des geschätzten Energieverbrauchs des Wohnhoch‐hauses.

Die Kosten würden sich etwa auf 1 Mio. € belaufen. Noch einmal muss betont werden, dass die Brennstoffzelle aufgrund des hohen Preises noch keine Marktreife erlangt hat.

Realisiertes Projekt Die Brennstoffzelle des Herstellers ONSI ist weltweit die erste serienreife, kommerziell nutzbare

BHKW‐Anlage auf Basis dieser neuen Technologie. Nach einem erfolgreichen Feldtest von über 50

Anlagen, an dem auch die Ruhrgas AG beteiligt war, ist zurzeit die dritte Generation, Typ PC25C

erhältlich. (Stand 2002)

Technische Daten:

Elektrische Leistung 200 kW Frequenz 50 Hz Elektrischer Wirkungsgrad 40% Wärmeleistung 205 kW Wasseraustrittstemperatur max. 85 °C Gasverbrauch 54 Nm³/HR (bei Heizwert) (9,3 kWh/Nm³ Betriebsdruck atmosphärisch Betriebstemperatur 205 °C Aufstellung innen / außen Abmessungen - Brennstoffzelle ca. 5,5 m x 3 m x 3 m - Rückkühler ca. 4 m x 1,2 m x 1,2 m Gewichte: - Brennstoffzelle 18 t - Rückkühler 0,7 t

Abb. BZ.2 – Brennstoffzelle BHKW B 200


Tabelle BZ.1 – Technische Daten BHKW B 200

Abb. BZ.3 – Brennstoffzellenaggregat mit den wichtigsten Stoff‐ und Energieströmen


LITERATURVERZEICHNIS

Bücher / Zeitschriften / Papers

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ABBILDUNGSVERZEICHNIS

Abb. PH.1 ‐ [URL: http://www.pvaustria.at/content/page.asp?id=64 am 19.06.2009;]

Abb. PH.2 ‐ [URL: http://www.glas‐wiedemann.de am 19.06.2009;]

Abb. PH.3 ‐ [URL: www.martin‐bucher.de am 19.06.2009;]

Abb. ST.1 ‐ Thomas Bührke, Roland Wengenmayr, Erneuerbare Energie: Alternative

Energiekonzepte Für Die Zukunft, 2007, Wiley‐VCH

Abb. ST.2 – Visualisierung Joachim N. Nackler



Abb. ST.5 ‐ [URL: http://www.solarmillennium.de am 01.06.2009]

Abb. ST.6 ‐ [URL: http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/5/50/PS10_solar_

power_tower_2.jpg/800px‐PS10_solar_power_tower_2.jpg am 01.06.2009]

Abb.AW.1 ‐ [URL: http://upload.wikimedia.org/wikipedia/de/e/ed/Aufwindkraftwerk_

prinzip_illustration.png am 01.06.2009]

Abb.AW.2 ‐ [URL: www.oeko-strom-eet.de am 01.06.2009]

Abb.AW.3 – Visualisierung Joachim N. Nackler



Abb.AW.6 ‐ [URL: http://www.sfv.de/druckver/lokal/mails/phj/sonnenkr.htm am

01.06.2009]

Abb.WI.1 ‐ [URL: http://de.wikipedia.org/wiki/Windkraftanlage am 01.06.2009]

Abb.WI.2 ‐ Thomas Bührke, Roland Wengenmayr, Erneuerbare Energie: Alternative

Energiekonzepte Für Die Zukunft, 2007, Wiley‐VCH

Abb.WI.3 – Visualisierung Joachim N. Nackler

Abb.WI.4 – Visualisierung Joachim N. Nackler

Abb.WI.5 ‐ [URL: http://www.worldarchitecturenews.com am 01.06.2009]

Abb. WA.1 ‐ Wärmerückgewinnung in der Gebäudekühlung, [URL:

http://www.solarinfocenter.de am 01.06.2009]

Abb. WA.2 ‐ Wärmerückgewinnung in der Gebäudekühlung, [URL:

http://www.solarinfocenter.de am 01.06.2009]

Abb. GT.1: Häring, Markus O.: Geothermische Stromproduktion aus Enhanced Geothermal

Systems (EGS), Stand der Technik, [URL:

http://www.geothermal.ch/fileadmin/docs/downloads/egs061207.pdf am 19.06.2009;]

Abb. GT.2: Häring, Markus O.: Geothermische Stromproduktion aus Enhanced Geothermal

Systems (EGS), Stand der Technik, [URL:

http://www.geothermal.ch/fileadmin/docs/downloads/egs061207.pdf am 19.06.2009;]

Abb. GT.3 ‐ [URL: http://www.erdwaerme‐kraft.de am 19.06.2009;]



Abb. BM.1 ‐ [URL: http://www.kwb.at/at/index.php?option=content&task=view&id=336 am

2.07.2009;]

Abb. BM.2 ‐ [URL: http://www.kwb.at/at/index.php?option=content&task=view&id=336 am

2.07.2009;]


Abb. BM.3 ‐ [URL: http://www.etn.wsr.ac.at/pdf/kolmetz.pdf am 28.06.2009;]

Abb. BM.4 ‐ [URL: http://www.etn.wsr.ac.at/pdf/kolmetz.pdf am 28.06.2009;]

Abb. BZ.1 ‐ [URL: http://www.innecken.de/KWK.htm am 1.07.2009;]

Abb. BZ.2 ‐ [URL: http://www.bhkw‐info.de/brennstoffzellen/ees‐brennstoffzelle.html am

1.07.2009;]

Abb. BZ.3 ‐ [URL: http://www.bhkw‐info.de/brennstoffzellen/ees‐brennstoffzelle.html am

1.07.2009;]

alternative/regenerative energiekonzepte · photovoltaikfläche effektiv [m²] 80 300 840 450...

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