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Für Verkehrsunternehmen stellt die Erprobung neuer Technologien eine große Herausforderung dar.
Sowohl Wasserstoff-Busse als auch Batterie-Busse können ihren Beitrag zur Umstellung des ÖPNV auf emissionsfreie Mobilität leisten. Je nach Anwendungsmuster können sich beide Technologien gut ergänzen und zu einem volkswirtschaftlichen Optimum führen. Es gilt, die Technologien im realen Umfeld zu erproben, um praxisnahe Erfahrung zu sammeln und dabei Mitarbeiter auszubilden, ohne die Qualität des Betriebes zu gefährden. Bei der aktuellen Kostenlage sehen beide Technologien ihre Einführung in den Betrieb mit Mehrkosten im Vergleich zu der aktuellen Diesel-Lösung verbunden.
Bei einer Batterie-basierten Lösung mit Pantograph-Schnellladung sind kürzere Linien gute Kandidaten für eine elektrische Umstellung ohne Auswirkungen auf die Größe der Busflotte. Auch Liniensysteme beliebiger Länge mit Knotenpunkten in regelmäßigen Abständen ermöglichen eine gemeinsame Nutzung der Ladeinfrastruktur und stellen somit reduzierte Aufbaukosten der Ladeinfrastruktur in Aussicht. In diesem Fall sind aber auch Fahrplanmanagement-Aspekte hinsichtlich der Ladezeit am Pantograph mit zu berücksichtigen, die nicht Bestandteil dieser Studie gewesen sind. Allgemein lassen die Kosten-Prognosen für Batterie und Batterie-elektrische Fahrzeuge eine signifikante Kostenreduzierung bis 2030 erkennen, die in manchen Konfigurationen zur Kostenparität und sogar geringeren Kosten als mit der Diesel-Variante führen würde.
Anders als für Batterie-Busse stellt die Linien-Konfiguration keinen wirtschaftlichen Einflussfaktor auf den Betrieb von Wasserstoff-Bussen dar. Die derzeitige Reichweite der H2-Busse reicht aus, um die zu erwartende tägliche Fahrleistung zu decken. Bei der Wasserstoffmobilität sind aber die Versorgungsinfrastruktur und die damit verbundenen Kraftstoffkosten von entscheidender Bedeutung. Ihr Aufbau ist mit hohen Investitionskosten und gesetzlichen Verpflichtungen verbunden (BImSchG, BetrSichV), die für eine erste Erprobung der Technologie im kleinen Maßstab eine Hürde für Verkehrsunternehmen darstellen könnte. Die H2 Mobility Deutschland bietet die Möglichkeit an, 700 bar Tankstellen mit einem 350 bar Modul zu erweitern, das die tägliche Versorgung von ca. 6 Bussen ermöglicht. Mit begrenzten Risiken für die Verkehrsunternehmen bietet es sich daher an, die H2 Mobilität auf eine limitierte Busflotte zu erproben. Da der Aufbau des H2-Mobility Deutschland Tankstellennetzes eine Lücke in Offenburg und Umgebung aufweist, wäre es vorstellbar, an der Errichtung einer solchen Tankstelle zu arbeiten, die die Betankung und Erprobung von Wasserstoff-Bussen ermöglicht. Auf längerer Sicht ist die Sicherstellung einer gut platzierten zuverlässigen und nachhaltigen Wasserstoffquelle von entscheidender Bedeutung. Derzeit liegen vorhandene Wasserstoffquellen in mehr als 100 km Entfernung. Eine Nutzung der Wasserkraft des naheliegenden Rheins erscheint durchaus sinnvoll, sowohl aus wirtschaftlichen als auch aus umwelttechnischen Gründen (erneuerbarer Strom, Stromkostenreduzierung durch Eigenversorgung, kürzere Transportwege, möglicher Nutzen für die Eurometropole Straßburg).
Es lässt sich festhalten, dass für die Region Offenburg zunächst die Erprobung beider Technologien, der Elektromobilität als auch der Wasserstoffmobilität, empfohlen wird. Es sollte zeitnah in den Erfahrungsaufbau in beide Technologien investiert werden. Zudem sollte bei der Elektromobilität das Flottenmanagement untersucht und evaluiert werden und bei der Wasserstoffmobilität die Möglichkeiten der Kooperation für den Aufbau der Wasserstofftankstelle. Im Rahmen der nächsten Ausschreibungsrunde für den öffentlichen Nahverkehr in Offenburg wird empfohlen, diesen emissionsfrei auszuschreiben. Es ist absehbar, dass aus Kostengründen (Kostenparität der Elektromobilität mit der Dieselvariante) als auch aus Gründen der Anforderung bzgl. der Emissionsgrenzwerte der ÖPNV emissionsfrei umgesetzt werden sollte.
Energietechnik
(2013)
Dieses Lehrbuch vermittelt dem Leser ein grundlegendes, dennoch kurz gefasstes Verständnis für die Zusammenhänge der Energieumwandlungsprozesse. Es umfasst die gesamte Bandbreite der Energietechnik. Die Schwerpunkte reichen von der kompletten Beschreibung der nachhaltigen, erneuerbaren Energietechniken, über Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke sowie Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlagen bis hin zur Energieverteilung und zum Kyoto-Protokoll. In der vorliegenden sechsten Auflage wurden im Kapitel Kerntechnik die Erfahrungen aus dem Fukushima-Unglück dokumentiert und die Kapitel Energieverteilung und Energiespeicherung neu gefasst, um den Tendenzen der politisch festgelegten deutschen Energiewende Rechnung zu tragen.
Modeling and Simulation the Influence of Solid Carbon Formation on SOFC Performance and Degradation
(2013)
Impedance of the Surface Double Layer of LSCF/CGO Composite Cathodes: An Elementary Kinetic Model
(2014)
The significant market growth of stationary electrical energy storage systems both for private and commercial applications has raised the question of battery lifetime under practical operation conditions. Here, we present a study of two 8 kWh lithium-ion battery (LIB) systems, each equipped with 14 lithium iron phosphate/graphite (LFP) single cells in different cell configurations. One system was based on a standard configuration with cells connected in series, including a cell-balancing system and a 48 V inverter. The other system featured a novel configuration of two stacks with a parallel connection of seven cells each, no cell-balancing system, and a 4 V inverter. The two systems were operated as part of a microgrid both in continuous cycling mode between 30% and 100% state of charge, and in solar-storage mode with day–night cycling. The aging characteristics in terms of capacity loss and internal resistance change in the cells were determined by disassembling the systems for regular checkups and characterizing the individual cells under well-defined laboratory conditions. As a main result, the two systems showed cell-averaged capacity losses of 18.6% and 21.4% for the serial and parallel configurations, respectively, after 2.5 years of operation with 810 (serial operation) and 881 (parallel operation) cumulated equivalent full cycles. This is significantly higher than the aging of a reference single cell cycled under laboratory conditions at 20 °C, which showed a capacity loss of only 10% after 1000 continuous full cycles.
Cell lifetime diagnostics and system be-havior of stationary LFP/graphite lithium-ion batteries
(2018)
This article presents a comparative experimental study of the electrical, structural and chemical properties of large‐format, 180 Ah prismatic lithium iron phosphate (LFP)/graphite lithium‐ion battery cells from two different manufacturers. These cells are particularly used in the field of stationary energy storage such as home‐storage systems. The investigations include (1) cell‐to‐cell performance assessment, for which a total of 28 cells was tested from each manufacturer, (2) electrical charge/discharge characteristics at different currents and ambient temperatures, (3) internal cell geometries, components, and weight analysis after cell opening, (4) microstructural analysis of the electrodes via light microscopy and scanning electron microscopy, (5) chemical analysis of the electrode materials using energy‐dispersive X‐ray spectroscopy, and (6) mathematical analysis of the electrode balances. The combined results give a detailed and comparative insight into the cell characteristics, providing essential information needed for system integration. The study also provides complete and self‐consistent parameter sets for the use in cells models needed for performance prediction or state diagnosis.
Battery degradation is a complex physicochemical process that strongly depends on operating conditions. We present a model-based analysis of lithium-ion battery degradation in a stationary photovoltaic battery system. We use a multi-scale multi-physics model of a graphite/lithium iron phosphate (LiFePO4, LFP) cell including solid electrolyte interphase (SEI) formation. The cell-level model is dynamically coupled to a system-level model consisting of photovoltaics (PV), inverter, load, grid interaction, and energy management system, fed with historic weather data. Simulations are carried out for two load scenarios, a single-family house and an office tract, over annual operation cycles with one-minute time resolution. As key result, we show that the charging process causes a peak in degradation rate due to electrochemical charge overpotentials. The main drivers for cell ageing are therefore not only a high state of charge (SOC), but the charging process leading towards high SOC. We also show that the load situation not only influences system parameters like self-sufficiency and self-consumption, but also has a significant impact on battery ageing. We assess reduced charge cut-off voltage as ageing mitigation strategy.
Battery degradation is a complex physicochemical process that strongly depends on operating conditions and environment. We present a model-based analysis of lithium-ion battery degradation in smart microgrids, in particular, a single-family house and an office tract with photovoltaics generator. We use a multi-scale multi-physics model of a graphite/lithium iron phosphate (LiFePO4, LFP) cell including SEI formation as ageing mechanism. The cell-level model is dynamically coupled to a system-level model consisting of photovoltaics, inverter, power consumption profiles, grid interaction, and energy management system, fed with historic weather data. The behavior of the cell in terms of degradation propensity, performance, state of charge and other internal states is predicted over an annual operation cycle. As result, we have identified a peak in degradation rate during the battery charging process, caused by charging overpotentials. Ageing strongly depends on the load situation, where the predicted annual capacity fade is 1.9 % for the single-family house and only 1.3 % for the office tract.