Los ging es in Kassel um sechs Uhr morgens mit dem Bus nach Cuxhaven. Dort bestiegen wir den Halunder Jet, einen Katamaran, der uns mit 36 Knoten (knapp 70 km/h) zuerst nach Helgoland und dann weiter zu alpha ventus brachte.

Karte: Alpha Ventus (rot), Helgoland (gelb) und Cuxhaven (grün)

Der Windpark liegt in der Nordsee, über 40 km nördich der Insel Borkum und damit bereits außerhalb der deutschen Hoheitsgewässer (12-Meilen-Zone), aber noch innerhalb der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ, 200-Meilen-Zone). Errichtet wurden dort zwölf Windkraftanlagen mit jeweils 5 Megawatt von zwei unterschiedlichen Herstellern (Areva und REpower). Da der alpha ventus der erste deutsche Offshore-Windpark ist, gibt es an den Windkraftanlagen im Programm RAVE intensive Forschungsarbeiten, die die unterschiedlichsten Gebiete, angefangen von Fundamentkonstruktionen über Anlagentechnik und Meteorologie bis hin zu Geologie und Ökologie untersuchen.

Fotos

kleines Video

Da es im Internet sehr viele Informationen zu alpha ventus gibt, schreibe ich hier keine weiteren Details, sondern gebe lieber eine Linkliste zum weiterlesen:

• Offizielle Webseite von alpha ventus
• alpha ventus bei Wikipedia
• Hersteller Areva
• Hersteller REpower
• Forschungsprogramm RAVE
• Forschungsplattform FINO 1

Das Video “Offshore-Windpark alpha ventus” von Grüner Nomade steht unter einer Creative Commons Namensnennung-NichtKommerziell-KeineBearbeitung 3.0 Unported Lizenz.

Anmerkungen:

1. Für alle, die es noch nicht wissen: Ich bin momentam am Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und schreibe dort meine Master Thesis.

Angesichts der aktuellen Debatte um einen Ausstieg aus dem Ausstieg aus dem Atomausstieg und einem möglicherweise schnelleren Ausbau der erneuerbaren Energien ist das – wie ich denke – ein hochaktuelles Thema. Denn bei einem hohen Anteil an fluktuierenden, also zeitlich schwankenden, erneuerbaren Energien in unserem Stromsystem werden wir nicht umhin kommen, große Strommengen von Zeiten mit Stromüberschuss in Zeiten mit Strommangel zu verlagern. Es gibt schon einige Speichertechnologien, die sich prinzipiell dafür eignen. Pumpspeicherkraftwerke sind dabei die etabliertesten. Daneben werde ich in meiner Arbeit auch noch Druckluftspeicherkraftwerke und elektrolytisch erzeugten Wasserstoff untersuchen. Elektrische Batterien (Akkus) werde ich nur am Rande behandeln. Die genannten Technologien werden in meiner Arbeit mit der noch sehr jungen Technologie Erneuerbares Methan verglichen.

Erneuerbares Methan ist eine Speichertechnologie, bei der mit überschüssigem Strom per Elektrolyse Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff aufgespaltet. Der Wasserstoff (H2) lässt man dann mit Kohlendioxid (CO2) zu Methan (CH4) weiterreagieren. Das CO2 kann dabei aus den unterschiedlichsten Quellen kommen: Es fällt als Abfallprodukt z.B. in Biogasanlagen an oder auch unvermeidlich bei vielen industriellen Prozessen. Sogar direkt aus der Luft kann es genutzt werden. Da Erdgas zum größten Teil (je nach Erdgas-Sorte zu 80 bis 98 %) aus Methan besteht, kann das Erneuerbare Methan wie Erdgas genutzt werden, also z.B. in unterirdischen Speicherkavernen über lange Zeiträume gespeichert werden und in Erdgaskraftwerken oder Blockheizkraftwerken verstromt werden. Aber auch zum Heizen und als Fahrzeugkraftstoff lässt es sich wie normales Erdgas verwenden. Im Unterschied zu Erdgas ist Erneuerbares Methan aber CO2-neutral – sofern das CO2 zur Methanherstellung nicht aus der Verbrennung fossiler Quellen stammt.

In der Fernsehsendung ZDF-Umwelt wurde die Technologie letztes Jahr vorgestellt:

Entwickelt wurde und weiterentwickelt wird die Technologie in einem Team bestehend aus WissenschaftlerInnen und IngenieurInnen vom Fraunhofer-IWES in Kassel, dem Zentrum für Sonnenenergie und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg in Stuttgart und der Firma SolarFuel, ebenfalls in Stuttgart. Da bisher nur relativ grobe Vergleiche zu anderen Speichertechnologien existierten, ist es meine Aufgabe, die Technologie Erneuerbares Methan mit den oben genannten anderen Speichertechnologien zu vergleichen. Da die Speicherung von Strom immer auch mit Kosten verbunden ist, reicht es nicht aus, die Speicher technisch miteinander zu vergleichen, sondern auch wirtschaftlich. Das erklärt dann auch das schöne Fremdwort “techno-ökonomisch” im Titel der Master Thesis ;-)

Das ist übrigens nicht das erste Mal, dass ich über Erneuerbares Methan blogge, denn ich war ja letztes Jahr auf der Biomethan-Konferenz in Bad Hersfeld, wo unter anderem Erneuerbares Methan vorgestellt wurde. Und es wird auch bestimmt nicht das letzte Mal sein, dass ich über diese Technologie schreibe. Aber auch über die anderen Speichertechnologien werde ich – sofern ich die Zeit und die Muße finde – hier im Blog noch etwas detailierter eingehen.

Einen Tag nach der Konferenz “Biogasaufbereitung zu Biomethan” fand in Bad Hersfeld eine weitere Konferenz mit dem Titel “Biogas als Fahrzeugkraftstoff” statt. Veranstaltet wurde diese von Biogasmax, einem europäischem Forschungsverbund¹ mit den Zielen,

• die Anwendung von Biogasgewinnung und -aufbereitung aus Abfall- und Reststoffen zu fördern,
• zu zeigen, dass ganze Fahrzeugflotten mit Methan aus aufbereitetem Biogas betrieben werden können,
• und die technische Zuverlässigkeit und die wirtschaftlichen und ökologischen Vorteile von Biomethan als Kraftstoff zu überprüfen.

Am Lehrstuhl für Bauphysik der Universität Stuttgart wird der komplette Lebenszyklus des Kraftstoffs vom Einsammeln der Abfälle bis hin zu den Abgasen beim Verbrennen des Biomethans in Fahrzeugmotoren ausgewertet. Verglichen werden die Umweltauswirkungen von Biomethan aus Reststoffen, Biomethan aus Pflanzen und Erdgas bei der Verwendung als Kraftstoff. Der Bericht hierzu soll zwar erst im Laufe des Jahres fertig gestellt werden, dennoch konnte Jan Paul Lindner von der Uni Stuttgart einige erste Ergebnisse vorstellen: so sei die Verwendung von Biogas aus Reststoffen zwar nicht klimaneutral, aber um 50 bis 70 Prozent besser als Erdgas sei. Wichtig sei es aber auch, alle Umweltauswirkungen zu betrachten, denn Umweltschutz ist mehr als Klimaschutz. Daher untersucht die Uni Stuttgart auch weitere Umweltauswirkungen, wie beispielsweise den möglichen Beitrag zur Sommersmogbildung.

Anschließend stellten die Städte Bern, Lille und Stockholm ihre jeweiligen Anlagenkonzepte vor. In allen Anlagen wird jeweils in Kläranlagen und/oder Biomüllbeseitigungsanlagen so viel Biogas gewonnen, dass jeweils einige Dutzende bis Hunderte Linienbusse und mehrere Tausend private PKWs betrieben werden können. Teilweise wird sogar mehr Biogas erzeugt als benötigt wird, sodass zusätzlich aufbereitetes Biogas ins Erdgasnetz eingespeist werden kann.

Die Betankung von Kraftfahrzeugen mit Biomethan kann mit den gleichen Technologien erfolgen, wie sie auch an Erdgastankstellen eingesetzt wird. Ein Mitarbeiter des Schweizer Gastankstellenherstellers Greenfield stellte die beiden wesentlichen Technologien vor: Slow-fill und Fast-fill. Bei der Fast-fill-Technik wird ein Fahrzeug innerhalb weniger Minuten betankt, dabei können bis zu 50 kg Erdgas oder Biomethan pro Minute in das Fahrzeug getankt werden. Bei der Slow-fill-Technik hingegen dauert der Tankvorgang typischerweise vier bis sechs Stunden; diese lange Betankungszeit ist unter anderem dafür geeignet, Linienbusse über Nacht zu betanken.

Zum Abschluss der Konferenz sollten zwei Vorträge von Kraftfahrzeugherstellern über den aktuellen Stand der Fahrzeugtechnik. Der Vortrag von Daimler über erdgas-/biomethanbetriebene Nutzfahrzeuge entfiel leider. Blieb als zweiter Vortrag der Vortrag eines Vertreters von Volkswagen. Darin wurden vorallem zwei Fahrzeugmodelle vorgestellt, der Passat TSI Ecofuel und der Touran TSI Ecofuel vorgestellt, die 4,4 bis 4,9 kg Erdgas oder Biomethan pro 100 km benötigen.² Für Elektrofahrzeuge müsste der Antriebsstrang komplett neu entwickelt werden. Daher seien Erdgas und Biomethan für Volkswagen interessante Kraftstoffe, da ähnliche Motoren wie in herkömmlichen Fahrzeugen eingesetzt werden können.

Anmerkungen:

1. Beteiligt am Biogasmax-Forschungsverbund sind die französische Stadt Lille, die schwedischen Städte Stockholm und Göteborg, die polnischen Städte Torun und Zielona Gòra, die Schweizer Hauptstadt Bern, die italiensche Hauptstadt Rom und die italienische Region Lombardei, die Universität Stuttgart, die European Natural Gas Vehicle Association (ENGVA), das Fraunhofer-IWES und die Schweizer Firma Nova Energie.
2. Ein Erdgas-Verbrauch von 4,4 kg pro 100 km entspricht CO2-Emissionen in Höhe 119 g pro km

Wie auch gestern war ich heute auf der Konferenz Biogasaufbereitung zu Biomethan in Bad Hersfeld. Der heutige Tag war in mehrere thematische Blöcke unterteilt.

Der erste Block umfasste vor allem Vorträge, die sich mit der Gasübergabestation (also dem Verknüpfungspunkt zwischen Biogasanlage mit Biomethanaufbereitung auf der einen Seite und dem Erdgasnetz auf der anderen Seite) beschäftigt. Dabei wurde vorallem ein Schwerpunkt auf die relativ aufwendige Messtechnik gelegt, die nötig ist, um zu garantieren, dass das ins Erdgasnetz eingespeiste Biomethan auch wirklich Erdgasqualität hat.

Bei der Biomethanaufbereitung fällt Abgas an, das Methan und andere schädliche Bestandteile hat. Bevor dieses Abgas in die Atmosphäre entlassen werden kann, müssen diese Schadstoffe entfernt oder in unschädliche Stoffe chemisch umgewandelt werden. Im zweiten Vortragsblock wurden dazu unterschiedliche thermische und katalytische Oxidationsverfahren vorgestellt.

Am Nachmittag wurden einige bereits realisierte Biogasaufbereitungsprojekte vorgestellt. Unter anderem wurde die Biogasanlage in Willingshausen vorgestellt, an der die Stadtwerke Kassel beteiligt sind.

Auch die Biogasanlage in Güstrow (eine der größten – wenn nicht die größte – mit nachwachsenden Rohstoffen betriebene Biogasanlage weltweit) wurde vorgestellt. Diese Anlage hat nicht einen oder zwei Fermenter wie übliche Biogasanlagen, sondern gleich 20 Fermenter. Und auch Biomethanaufbereitungsanlagen gibt es gleich fünf Stück. Diese Anlage ist so groß, dass es sich lohnt, rund um die Uhr Betriebspersonal auf der Anlage zu beschäftigen. Die Anlage produziert jährlich 46 Millionen Normkubikmeter Gas. Damit könnte man 50.000 Haushalte versorgen. Zum Betrieb dieser Anlage werden allerdings jährlich über 400.000 Tonnen Substrat (vor allem Mais) benötigt. Pro Stunde sind das fast 50 Tonnen, das entspricht in etwa der Ladung von zwei LKWs mitsamt Anhänger. Zum Anbau der Energiepflanzen ist eine Fläche von mehreren Tausend Hektar nötig. Ob das noch eine sinnvolle Größenordnung für eine Biogasanlage ist, da bin ich am zweifeln. Denn je größer die Biogasanlage wird, desto größer werden auch die Entfernungen, über die die Energiepflanzen und auch die Gärreste transportiert werden müssen.

Diese Anlage in Darmstadt-Wixhausen bereitet Biogas zu Biomethan auf.

Heute (Dienstag) und morgen (Mittwoch) bin ich auf der internationalen Konferenz Biogasaufbereitung zu Biomethan, die das Fraunhofer IWES¹ in Bad Hersfeld ausrichtet.

Eigentlich bin ich aus Aushile dort, habe aber die Möglichkeit, mir die meisten Fachvorträge anzuhören. So hab ich einiges gelernt über die Aufbereitung von Biogas² zu sogenanntem Biomethan (mit einem Methangehalt von 92 bis 99 %). Ziel ist, dass das Biomethan eine dem Erdgas vergleichbare Qualität hinsichtlich Brennwert und Gaszusammensetzung bekommt, damit es in das bereits vorhandenen Erdgasnetz eingespeist werden kann. Für die Aufbereitung kommen unterschiedliche Verfahren zum Einsatz. In einer Reihe von Vorträgen wurden die Vor- und Nachteile von Druckwechseladsorption, Druckwasserwäsche, Aminwäsche, Membrantechnologien und kryogene Verfahren. Hauptknackpunkt bei allen Verfahren ist, den sogenannten Methanschlupf zu minimieren. Unter Methanschlupf versteht man die Menge an Methan, die im Aufbereitungsprozess aus der Anlage in die Atmosphäre entweicht. Da Methan etwa 25 mal so klimawirksam wie Kohlendioxid ist, sind selbst kleine Methanfreisetzungen problematisch.

Am faszinierendsten aber fand ich den Vortrag “Biogasaufbereitung mit Wasserstoff – Ein neues Konzept zur Speicherung von Bioenergie und erneuerbarem Strom im Erdgasnetz” von Dr. Michael Specht vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW). Darin wurde das Konzept präsentiert, den Stromüberschuss zu nutzen, der beispielsweise durch Starkwind in Schwachlastzeiten (z.B. nachts) entsteht, um mittels Elektrolyse Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff zu spalten.³ Der so gewonnene Wasserstoff wird dann zusammen mit Kohlendioxid einem Methansyntheseprozess zugeführt. Für den Prozess ist es beinahe egal, woher das Kohlendioxid kommt: es kann aus Biogasanlagen, Verbrennungsanlagen oder sogar direkt aus der Atmosphäre stammen. Das entstehende methanreiche Gasgemisch kann dann als Erdgassubstitut (Substitute Natural Gas, SNG) ins Erdgasnetz eingespeist werden. Aus dem Erdgasnetz können unter anderem Gasturbinen, GuD-Kraftwerke und Blockheizkraftwerke betrieben werden, die wiederum Strom (und Wärme) erzeugen. So können Energieflüsse zwischen Strom- und Ergasnetz in beide Richtungen stattfinden. Wirtschaftlich sinnvoll soll das Ganze bei einem Preis von unter 5 Cent pro Kilowattstunde an der europäischen Strombörse EEX sein.⁴

Die Umwandlung von elektrischer Energie in chemische Energie (in Form von Methan) kann das Speicherproblem des Stromnetzes lösen: Während sich in allen Pumpspeicherkraftwerken, Druckluftspeichern und sonstigen Speichern im deutschen Stromnetz insgesamt nur etwa 0,04 TWh speichern lassen, so können in den Kavernenspeichern und den Rohrleitungen des Erdgasnetzes etwa 200 TWh gespeichert werden. Mit den Erdgasspeichern können selbst wochenlange Flauten überbrückt werden, denn die Gasspeicher reichen für Monate!

Ob diese Überlegungen zur Verknüpfung von Strom- und Gasnetz auch in der Praxis funktionieren werden, soll eine Testanlage zeigen, die dieses Jahr in Geislingen errichtet wird.

Anmerkungen:

1. Das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) entstand letztes Jahr aus der Fusion des Fraunhofer-Center für Windenergie und Meerestechnik (CWMT) in Bremerhaven mit dem Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) der Universität Kassel.
2. Biogas besteht typischerweise aus etwa 60 % Methan (CH₄), etwa 35 % Kohlendioxid (CO₂), etwa 3 % Wasser (H₂O), sowie in geringeren Konzentrationen Stickstoff (N₂), Sauerstoff (O₂), Wasserstoff (H₂), Schwefelwasserstoff (H₂S) und einigen anderen Gasen.
3. Die Elektrolyse hat zwar einen vergleichsweise schlechten Wirkungsgrad, aber es ist allemal besser, Strom mit einem schlechten Wirkungsgrad zu nutzen, als die Windenergieanlagen abzuregeln, wie dies heute schon teilweise geschieht.
4. In Zeiten mit hohem Windangebot wird der Strom manchmal verschenkt. Teilweise ist der Strompreis auch negativ: am 26. Dezember 2009 betrug der Strompreis am Spotmarkt ungefähr -200 €/MWh. Das bedeutet, es wurden sogar noch 20 Cent pro kWh dafür gegeben, dass jemand den Strom abnahm.