Entwicklung und experimentelle Untersuchung eines Betriebskonzepts für die Mikrogasturbine in einem MGT/SOFC Hybridkraftwerk VT-Forschungsbericht 2020-02 Dipl.-Ing. Martina Hohloch Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt Institut für Verbrennungstechnik Stuttgart Herausgeber Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt Institut für Verbrennungstechnik Pfaffenwaldring 38-40 70569 Stuttgart Telefon (0 7 11) 68 62 - 3 08 Telefax (0 7 11) 68 62 - 5 78 Als Manuskript gedruckt. Abdruck oder sonstige Verwendung nur nach Absprache mit dem Institut gestattet D93, Stuttgart Entwicklung und experimentelle Untersuchung eines Betriebskonzepts für die Mikrogasturbine in einem MGT/SOFC Hybridkraftwerk Von der Fakultät für Luft- und Raumfahrttechnik und Geodäsie der Universität Stuttgart zur Erlangung der Würde eines Doktors der Ingenieurwissenschaften (Dr.-Ing.) genehmigte Abhandlung vorgelegt von Dipl.-Ing. Martina Hohloch aus Leonberg Hauptberichter: Prof. Dr.-Ing. Manfred Aigner Mitberichter: Prof. Dr.-Ing. Franz Joos Tag der mündlichen Prüfung 19. März 2019 Institut für Verbrennungstechnik der Luft- und Raumfahrt der Universität Stuttgart 2020 Vorwort Die vorliegende Arbeit habe ich im Rahmen meiner Tätigkeit als wissenschaftliche Mitarbeite- rin am Institut für Verbrennungstechnik des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) in Stuttgart angefertigt. Ich möchte mich an dieser Stelle bei allen bedanken, die mich während dieser Zeit unterstützt haben. Allen voran danke ich meinem Doktorvater Prof. Dr. Manfred Aigner für die Möglichkeit diese Arbeit durchzuführen, für das entgegengebrachte Vertrauen und die Übernahme des Hauptberichts. Weiterhin danke ich Prof. Dr. Franz Joos für die Übernahme des Mitberichts sowie Prof. Dr. Tim Ricken für die Übernahme des Prüfungsvorsitzes. Meine Arbeit stellt nur einen Teil der erforderlichen Schritte zur Entwicklung eines Hybrid- kraftwerks dar. Die numerischen Untersuchungen und experimentellen Voruntersuchungen, die Entwicklung, Auslegung und der Aufbau der Prüfstände erfolgte im Team der zu Beginn meiner Tätigkeit neu gegründeten Abteilung Gasturbinen. Hierbei möchte ich mich vor allem bei Dr. Tobias Panne, Dr. Jan Zanger, Dominik Lebküchner und Dr. Axel Widenhorn bedanken. Die Untersuchungen auf Seiten der SOFC erfolgten am Institut für Technische Thermodynamik des DLR. Für die Zusammenarbeit im Projekt, den Austausch und die fach- lichen Diskussionen über das Thema Brennstoffzelle möchte ich mich bei Dr. Florian Leucht, Dr. Moritz Henke, Dr. Caroline Willich sowie Marius Tomberg bedanken. Meinen ehemaligen Abteilungsleitern Dr. Axel Widenhorn und Dr. Andreas Huber danke ich besonders für die Unterstützung meiner täglichen Arbeit, die Betreuung der Dissertation und die zahlreichen fachlichen Diskussionen. Meinem jetzigen Abteilungsleiter Dr. Peter Kutne danke ich für die Unterstützung und Betreuung in der Schlussphase dieser Arbeit. Für die Arbeiten im Labor und die Unterstützung bei den Versuchen möchte ich mich herzlich bei Dominik Lebküchner, Martin Stärk, Timo Lingstädt, Jochen Eichhorn, Dr. Jan Zanger, Ralph Bruhn, Jürgen Roth und dem Team der Werkstatt bedanken. Besonderer Dank gilt auch Dr. Christoph Arndt, meinem ehemaligen Bürokollegen Dr. Tobias Panne und meiner jetzigen Bürokollegin Dr. Hannah Seliger-Ost für die gemeinsamen Jahre mit allen Höhen und Tiefen sowie den zahlreichen fachlichen Diskussionen und hilfreichen Kommentaren während der Erstellung der Arbeit. Darüber hinaus möchte ich aber auch allen Kolleginnen und Kollegen für die gute Atmosphäre am DLR und die Aktivitäten über die Arbeit hinaus danken. Zu guter Letzt möchte ich meinen Eltern Gretel und Klaus Dieter Hohloch sowie meinem Bruder Jun.-Prof. Dr. Stephan Hohloch für den Rückhalt und die Unterstützung danken. Martina Hohloch Stuttgart, im Dezember 2019 3 4 Inhaltsverzeichnis Abbildungsverzeichnis 7 Tabellenverzeichnis 13 Nomenklatur 15 Kurzfassung 21 Abstract 23 1 Einleitung 25 1.1 Motivation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 1.2 Stand der Technik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 1.3 Zielsetzung, Einordnung in das Gesamtprojekt und Inhalt der Arbeit . . . . . 32 2 Hybridkraftwerk 35 2.1 Anlagenkonfiguration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 2.2 Subsysteme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 2.2.1 Mikrogasturbine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 2.2.1.1 Theoretische Grundlagen zu Mikrogasturbinen . . . . . . . . . 41 2.2.1.2 Turbec T100PH Mikrogasturbine . . . . . . . . . . . . . . . . 44 2.2.2 Brennstoffzelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 2.2.2.1 Theoretische Grundlagen zu Brennstoffzellen . . . . . . . . . . 46 2.2.2.2 Siemens SOFC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 3 Experimenteller Aufbau und Messtechnik 51 3.1 MGT - Turbec T100PH Prüfstand . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 3.1.1 Aufbau und Instrumentierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 3.1.2 Prüfstandskonfigurationen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 3.2 SOFC Simulator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 3.3 MGT-Hybridkraftwerksversuchsanlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 3.3.1 Aufbau und Instrumentierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 5 Inhaltsverzeichnis 3.3.2 Konfigurationen der Anlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 4 Ergebnisse 67 4.1 Charakterisierung des MGT Prüfstands . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 4.1.1 Transiente Manöver . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 4.1.2 Stationäres Betriebsverhalten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 4.2 Charakterisierung der Hybridkraftwerksversuchsanlage . . . . . . . . . . . . . 85 4.2.1 Transiente Manöver . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 4.2.2 Stationäres Betriebsverhalten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109 4.3 Aufstellung und Analyse von Betriebskonzepten . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 4.3.1 An- und Abfahrprozesse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 4.3.1.1 Start . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 4.3.1.2 Stopp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 4.3.2 Stationärer Betriebsbereich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 4.3.3 Lastwechsel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 4.3.4 Anwendung von Notfallmanövern . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 4.3.5 Zusammenfassung des Betriebskonzepts für ein Turbec T100PH basier- tes Hybridkraftwerk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138 5 Zusammenfassung und Ausblick 141 5.1 Zusammenfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 5.2 Ausblick . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144 A Anhang A 147 A.1 Darstellung der verwendeten Messstellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 A.2 Stationäre Betriebspunkte: Aufwärmkurven der Hybridkraftwerksversuchsanlage149 A.3 Zusätzliche Messergebnisse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151 A.4 Veröffentlichungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155 A.5 Fehlerbetrachtung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 Literatur 163 6 Abbildungsverzeichnis 1.1 Elektrische Wirkungsgrade verschiedener Kraftwerkstypen in Abhängigkeit der Anlagengröße (modifiziert aus [12]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 1.2 Numerisch ermittelter Betriebsbereich und elektrische Wirkungsgrade eines Hybridkraftwerks basierend auf der Turbec MGT und einer planaren SOFC (modifiziert aus [11]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.1 Zwei Beispiele für Kreislaufvarianten des Hybridkraftwerks . . . . . . . . . . . 35 2.2 Schema des ausgewählten Kreislaufs für ein Hybridkraftwerk (modifiziert aus [86]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 2.3 Limitierungen im Betriebsbereich des Hybridkraftwerks bei verschiedenen Stackgrößen der SOFC: Maximales Druckverhältnis, minimaler SOFC-Bypass- Massenstrom und Brennstoffmassenstrom zur MGT (modifiziert aus [20],[86]) . 38 2.4 Gasturbinenschema und dem Schema zugeordneter offener Joule Prozess mit Wärmerückführung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 2.5 Verdichterkennfeld . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 2.6 Schnitt durch die Hauptkomponenten der Turbec T100PH Mikrogasturbine (modifiziert aus [97]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 2.7 Schema eines Siemens SOFC Systems (modifiziert aus [100]) . . . . . . . . . . 48 3.1 Mikrogasturbine Turbec T100PH im Labor des DLR [104] . . . . . . . . . . . 52 3.2 Übersicht über die Instrumentierung des Mikrogasturbinenprüfstands (modifi- ziert aus [86]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 3.3 CAD-Schnittbild durch den SOFC Simulator bestehend aus zwei Druckkesseln mit Einbauten und einem Erdgasbrenner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 3.4 Einschränkungen in der SOFC Nachbildung: Die Zündung der Pilot- und der Hauptstufe am Gasvorwärmer und die Auswirkung auf die MGT . . . . . . . . 57 3.5 CAD Bild der MGT-Hybridkraftwerksversuchsanlage ohne Isolierung (modifi- ziert aus [108]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 3.6 Gegenüberstellung der HyKW Konfiguration mit Interface (oben) zu Original- konfiguration der Brennkammer (unten) (modifiziert aus [109]) . . . . . . . . . 60 7 Abbildungsverzeichnis 3.7 Instrumentierung der MGT-Hybridkraftwerksversuchsanlage (modifiziert aus [109]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 3.8 Konfigurationen der verschiedenen genutzten Prüfstände: Konfigurationen A -C: Mikrogasturbinenprüfstand, Konfigurationen D -G: MGT-Hybridkraftwerksver- suchsanlage (modifiziert aus [109]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 4.1 Vergleich des Kaltstarts in den verschiedenen Modi in Konfiguration A (modi- fiziert aus [104]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 4.2 Kaltstart im drehzahlgesteuerten Modus in Konfiguration C nach Modifikation der Steuerung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 4.3 Vergleich des Start-Manövers im kalten und im heißen Zustand in Konfiguration A (modifiziert aus [104]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 4.4 Vergleich des Lastwechsels im drehzahlgesteuerten und lastgesteuerten Modus in Konfiguration A (modifiziert aus [104]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 4.5 Gradienten des Manövers Lastwechsel im lastgesteuerten Modus in Konfigura- tion A (modifiziert aus [104]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 4.6 Gradienten des Manövers Lastwechsel im drehzahlgesteuerten Modus in Konfi- guration A (modifiziert aus [104]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 4.7 Vergleich des Manövers Stopp, beginnend bei einer Drehzahl von 75% und einer Drehzahl von 100% in Konfiguration A (modifziert aus [104]) . . . . . . . 76 4.8 Verdichterkennfeld: Pumpgrenze der Turbec T100PH am DLR und stationäre Lastpunkte (modifiziert aus [104]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 4.9 Verdichter: Ein- und Austrittstemperaturen, Austrittsdruck und Luftmassen- strom über der Drehzahl in Konfiguration A (modifiziert aus [104]) . . . . . . 79 4.10 Rekuperator: Ein- und Austrittstemperaturen von Luft und Abgas und Effizienz des Rekuperators über der Drehzahl in Konfiguration A (modifiziert aus [104]) 80 4.11 Rekuperator: Druckabfall auf der Luft- und Abgasseite über der Drehzahl in Konfiguration A (modifiziert aus [104]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 4.12 Brennkammer: Eintrittstemperatur in den Brenner, Brennstoffmassenströme von Pilot- und Hauptstufe und relativer Druckverlust über den Brenner über der Drehzahl in Konfiguration A (modifiziert aus [104]) . . . . . . . . . . . . . 82 4.13 Turbine: Turbineneintrittstemperatur und Turbineneintrittsdruck der verschie- denen Konfigurationen über der Drehzahl . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 4.14 TOT Variation: Auswirkung im Verdichterkennfeld in Konfiguration A (modi- fiziert aus [104]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 4.15 Vergleich des Kaltstarts in der MGT Konfiguration C (gestrichelte Linien) und der HyKW Konfiguration G (durchgezogene Linien) über den Bypass-Strang . 87 8 Abbildungsverzeichnis 4.16 Vergleich des Kaltstarts in der MGT Konfiguration C (gestrichelte Linien) und der HyKW Konfiguration G (durchgezogene Linien) über den Bypass-Strang mit Fehlzündungen in der HyKW Konfiguration . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 4.17 Vergleich des Warmstarts in der MGT Konfiguration C (gestrichelte Linien) und der HyKW Konfiguration G (durchgezogene Linien) über den Bypass- Strang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 4.18 Vergleich des Verhaltens der HyKW Konfiguration D nach einem Kaltstart (gestrichelte Linien) und nach einem Warmstart (durchgezogene Linien) über den Bypass-Strang (modifiziert aus [108]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 4.19 Öffnen des Kaltgasstrangs bei Betrieb über den Bypass-Strang in Konfiguration G . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 4.20 Öffnen des Heißgasstrangs bei Betrieb über den Bypass-Strang in Konfiguration G . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 4.21 Öffnen des Bypass-Strangs bei Betrieb über den Heißgasstrang in Konfiguration G . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 4.22 Lastwechsel über den Heißgasstrang hin zu höheren Lastpunkten in Konfigura- tion G . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 4.23 Vergleich des Stopps in der MGT Konfiguration C (gestrichelte Linien) mit der HyKW Konfiguration E (durchgezogene Linien) über den Bypass-Strang . 99 4.24 Vergleich des Stopps in der MGT Konfiguration A (gestrichelte Linien) mit der HyKW Konfiguration D (durchgezogene Linien) über den Heißgasstrang (modifiziert aus [108]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 4.25 Vergleich des Stopps in der MGT Konfiguration C (gestrichelte Linien) mit der HyKW Konfiguration F (durchgezogene Linien) über Bypass- (100% Ventil- Öffnungswinkel) und Kaltgasstrang (65% Ventil-Öffnungswinkel) mit einer TOT von 630 °C . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 4.26 Vergleich des Stopps in der MGT Konfiguration C (gestrichelte Linien) mit der HyKW Konfiguration F (durchgezogene Linien) über den Bypass-Strang mit einer TOT von 550 °C . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 4.27 Notfallmanöver beim Lastwechsel von 85% auf 92,5% Drehzahl über den Heiß- gasstrang in Konfiguration E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 4.28 Verdichterpumpen in Konfiguration G (modifiziert aus [100]) . . . . . . . . . . 105 4.29 Auswirkungen des Abblasens von Luft über das Bleed-Air Ventil auf den Lastpunkt im Verdichterkennfeld in Konfiguration E . . . . . . . . . . . . . . . 106 4.30 Auswirkungen des Abblasens von Luft über das Bleed-Air Ventil in Konfigura- tion G (modifiziert aus [100]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 9 Abbildungsverzeichnis 4.31 Vergleich verschiedener Gradienten für das Öffnen des Bleed-Air Ventils in Konfiguration D (modifiziert aus [108]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 4.32 Vergleich des relativen Druckverlusts zwischen Verdichteraustritt und Tur- bineneintritt der verschiedenen Konfigurationen (modifiziert aus [109]) . . . . . 111 4.33 Vergleich des PE-DC Links an der Leistungselektronik der verschiedenen Kon- figurationen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 4.34 Vergleich der verschiedenen Konfigurationen im Verdichterkennfeld (modifiziert aus [109]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 4.35 Vergleich der Rekuperatoraustrittstemperatur (ausgefüllte Datenpunkte) und der Brennereintrittstemperatur der verschiedenen Konfigurationen (modifiziert aus [109]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 4.36 Vergleich der Turbineneintrittstemperatur (ausgefüllte Datenpunkte) und des Druckverhältnisses an der Turbine der verschiedenen Konfigurationen (modifi- ziert aus [109]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115 4.37 Einfluss des Interfaces auf die Eintrittsbedingungen in das Rohrleitungssys- tem bei unterschiedlichen SOFC Austrittstemperaturen und Drehzahlen in Konfiguration G: Vergleich der Rekuperatoraustrittstemperaturen zu den Ein- trittstemperaturen in das Rohrleitungssystem . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 4.38 Relativer Druckverlust zwischen Verdichteraustritt und Turbineneintritt bei verschiedenen SOFC Austrittstemperaturen und Drehzahlen in Konfiguration G (modifiziert aus [109]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 4.39 Turbineneintrittstemperatur und Verdichterdruckverhältnis bei verschiedenen SOFC Temperaturen und Drehzahlen in Konfiguration G . . . . . . . . . . . . 118 4.40 Auswirkung von verschiedenen SOFC Austrittstemperaturen auf die Lage im Verdichterkennfeld bei verschiedenen Drehzahlen in Konfiguration G . . . . . . 119 4.41 Gegenüberstellung der SOFC Eintrittsbedingungen in verschiedenen Last- punkten mit und ohne Simulatorbetrieb in Konfiguration G (modifiziert aus [100]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 4.42 Kaltstart der MGT auf 75% Drehzahl über den Bypass-Strang in Konfiguration G (modifiziert aus [100]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 4.43 Aufheizen der SOFC mittels Bypass-, Kaltgas- und Heißgasstrang in Konfigu- ration G (modifiziert aus [100]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 4.44 Warmstart der MGT auf 75% Drehzahl über den Bypass-Strang in Konfigura- tion G (modifiziert aus [100]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 4.45 Verschiedene Möglichkeiten des Abkühlens der SOFC mittels Bypass-, Kaltgas- und Heißgasstrang in Konfiguration G (modifiziert aus [100]) . . . . . . . . . . 129 10 Abbildungsverzeichnis 4.46 Stopp der MGT bei verschiedenen Turbinenaustrittstemperaturen (modifiziert aus [100]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 4.47 Stopp der MGT von 75% Drehzahl über die Strangkombination Bypass und Kaltgas mit einer TOT von 630 °C in Konfiguration F . . . . . . . . . . . . . . 133 4.48 Lastwechsel an der MGT in Konfiguration G (modifiziert aus [100]) . . . . . . 135 4.49 Einsatz eines Notfallmanövers bei Instabilitäten während eines Lastwechsels an der MGT in Konfiguration G (modifiziert aus [100]) . . . . . . . . . . . . . 137 A.1 Instrumentierungsplan zu den in dieser Arbeit gezeigten Messgrößen am Mi- krogasturbinenprüfstand . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 A.2 Instrumentierungsplan zu den in dieser Arbeit gezeigten Messgrößen an der MGT-Hybridkraftwerksversuchsanlage zusätzlich zur MGT Instrumentierung . 148 A.3 Temperaturen in der Anlage beim Anfahren der stationären Punkte in der Konfiguration E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 A.4 Temperaturen in der Anlage beim Anfahren der stationären Punkte in der Konfiguration F, erster Versuchstag . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 A.5 Temperaturen in der Anlage beim Anfahren der stationären Punkte in der Konfiguration F, zweiter Versuchstag . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 A.6 Temperaturen in der Anlage beim Anfahren der stationären Punkte in der Konfiguration G, ohne Betrieb des Gasvorwärmers . . . . . . . . . . . . . . . . 151 A.7 Temperaturen in der Anlage beim Anfahren der stationären Punkte in der Konfiguration G, mit Betrieb des Gasvorwärmers, erster Versuchstag . . . . . 151 A.8 Temperaturen in der Anlage beim Anfahren der stationären Punkte in der Konfiguration G, mit Betrieb des Gasvorwärmers, zweiter Versuchstag . . . . . 152 A.9 MGT Start auf 75% Drehzahl mit starken Schwingungen in der Brennkammer, die sich auf das gesamte System auswirken in Konfiguration G . . . . . . . . . 152 A.10 Vergleich Stopp MGT Konfiguration C gegen Stopp HyKW Konfiguration F über Bypass-Strang, Variante des Stopps, die ebenfalls auftreten kann . . . . . 153 A.11 Auswirkungen von verschiedenen SOFC Austrittstemperaturen und der Ände- rung der Austrittstemperatur auf die MGT in Konfiguration G . . . . . . . . . 153 A.12 Untersuchung von verschiedenen Bleed-Air-Ventil Öffnungsgradienten in Kon- figuration E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 A.13 Vergleich der abgasseitigen Austrittstemperatur aus dem Rekuperator . . . . . 154 A.14 Maximale Messabweichung und Wiederholbarkeit der Coriolis Messgeräte . . . 159 11 12 Tabellenverzeichnis 2.1 Zusammenstellung und Eigenschaften verschiedener Brennstoffzellentypen (mo- difiziert aus [81]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 3.1 Übersicht zur Nachbildung der Siemens SOFC mit einem SOFC Simulator . . 58 4.1 Gemittelte Umgebungsbedingungen bei den Messreihen der einzelnen MGT- Konfigurationen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 4.2 Gemittelte Umgebungsbedingungen bei den Messreihen der einzelnen Hybrid- kraftwerkskonfigurationen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 A.1 Genauigkeiten verschiedener Ein- und Ausgangssignale im Messdatenerfas- sungssystem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 A.2 Genauigkeiten der eingesetzten Thermoelemente . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 A.3 Genauigkeiten der Druckaufnehmer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 13 14 Nomenklatur Lateinische Symbole cp spezifische Wärmekapazität bei konstantem Druck kJ/(kgK) h relative Luftfeuchte % ID Innendurchmesser mm k Übertragungsbeiwert für Staudrucksonde - LHV unterer Heizwert MJ/kg ṁ Massenstrom g/s ṁBS Gesamtbrennstoffmassenstrom g/s ṁGavo, main Brennstoffmassenstrom zur Hauptstufe des Gasvorwärmers g/s ṁGavo, pilot Brennstoffmassenstrom zur Pilotstufe des Gasvorwärmers g/s ṁLuft, Bleed−Air Luftmassenstrom über den Bleed-Air-Strang g/s ṁLuft, Bypass Luftmassenstrom über den Bypass-Strang g/s ṁLuft, Heissgas Luftmassenstrom über den Heißgasstrang g/s ṁLuft, Kaltgas Luftmassenstrom über den Kaltgasstrang g/s ṁLuft, RS Luftmassenstrom in das Rohrleitungssystem vom Interface g/s ṁLuft, SOF C Luftmassenstrom in die SOFC g/s ṁLuft Gesamtluftmassenstrom g/s ṁmain Brennstoffmassenstrom zur Hauptstufe des Brenners g/s ṁpilot Brennstoffmassenstrom zur Pilotstufe des Brenners g/s 15 Nomenklatur N Drehzahl % NS Nullpunktstabilität g/h P Leistung kW p Druck bar(abs) pamb Umgebungsdruck bar(abs) pcc, ein MGT: Druck vor Brennkammereintritt, HyKW: Eintrittsdruck Interface luftseitig bar(abs) pcc Brennkammerdruck vor Brennereintritt bar(abs) pcomp, aus Verdichteraustrittsdruck bar(abs) pcomp, ein Verdichtereintrittsdruck bar(abs) Pcomp Verdichterleistung kW pdiff Differenzdruck zur Umgebung bar Pel elektrische Leistung kW pSOF C, ein SOFC Eintrittsdruck bar(abs) pturb, aus Turbinenaustrittsdruck bar(abs) pturb, ein Turbineneintrittsdruck bar(abs) Pturb Turbinenleistung kW PE DC Link Voltage Parameter der Turbinensteuerung, Spannung V Qth thermische Leistung kW R Gaskonstante kJ/(kgK) Si Messfehler der Messgröße i T Temperatur °C t Zeit s Tc, ein Brennereintrittstemperatur °C 16 Nomenklatur Tcc, ein MGT: Brennkammereintrittstemperatur, HyKW: Eintrittstemperatur Interface luftseitig °C Tcomp, aus Verdichteraustrittstemperatur °C Tcomp, ein Verdichtereintrittstemperatur °C TGavo, aus Temperatur am Austritt aus dem Gasvorwärmer °C TGavo, ein Temperatur am Eintritt in den Gasvorwärmer °C TInterface, ein Temperatur am Eintritt in das Interface von der SOFC °C Trec, Abgas, aus Abgastemperatur am Rekuperatoraustritt °C Trec, Abgas, ein Abgastemperatur am Rekuperatoreintritt, entspricht TOT °C Trec, Luft, aus Lufttemperatur am Rekuperatoraustritt °C Trec, Luft, ein Lufttemperatur am Rekuperatoreintritt °C TRS, ein Lufttemperatur am Eintritt in das Rohrleitungssystem °C TSOF C, aus Temperatur am SOFC Austritt °C TSOF C, ein Temperatur am SOFC Eintritt °C TIT mittlere Turbineneintrittstemperatur aus 6 Einzelmessstellen °C TIT01 Turbineneintrittstemperatur gemessen mit Einzelmessstelle °C TOT Turbinenaustrittstemperatur °C VO Ventil- bzw. Klappenöffnungswinkel % VOBleed−Air−Strang Ventilöffnungswinkel im Bleed-Air-Strang % VOBypass−Strang Ventil-/Klappenöffnungswinkel Ventilinsel im Bypass-Strang % VOHeissgasstrang Ventil-/Klappenöffnungswinkel Ventilinsel im Heißgasstrang % VOKaltgasstrang Ventilöffnungswinkel im Kaltgasstrang % Wi Wiederholbarkeit der Messgröße i xi Massenstromparameter msK0,5 17 Nomenklatur Griechische Symbole ∆p Druckverlust bar ∆prec, Abgas Druckverlust über den Abgasstrang im Rekuperator bar ∆prec, Luft Druckverlust über den Luftstrang im Rekuperator bar ∆prel, cc relativer Druckverlust über die Brennkammer bezogen auf den Brennkammereintrittsdruck % ∆prel relativer Druckverlust zwischen Verdichteraustritt und Turbinen- eintritt bezogen auf den Verdichteraustrittsdruck % ∆Trel relative Temperaturdifferenz zwischen Gasvorwärmeraustritt und Interfaceeintritt bezogen auf den Interfaceintrittstemperatur % ε Rekuperatoreffizienz % ηcomp Verdichtereffizienz % ηel elektrischer Wirkungsgrad % ηturb Turbineneffizienz % Πcomp Verdichterdruckverhältnis - Πturb Turbinendruckverhältnis - ρN Normdichte von Luft kg/Nm3 Subskripte abs absolut amb Umgebung el elektrisch rel relativ stat statisch th thermisch tot total 18 Nomenklatur Chemische Spezies CH4 Methan CO Kohlenmonoxid CO2 Kohlendioxid H2 Wasserstoff H2O Wasser H3PO4 Phosphorsäure O2 Sauerstoff Abkürzungen BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Energie BS Brennstoff c Brenner cc Brennkammer comp Verdichter COORETEC Initiative des BMWi zur Förderung von CO2-Reduktions-Technologien DLR Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt G Generator Gavo Gasvorwärmer GT Gasturbine GuD Gas-und-Dampf-Kraftwerk HGF Helmholtz-Gemeinschaft Deutscher Forschungszentren HHV Brennwert HyKW Hybridkraftwerk IEA Internationale Energieagentur 19 Nomenklatur ILA Institut für Luftfahrtantriebe der Universität Stuttgart KWK Kraft-Wärme-Kopplung LHV unterer Heizwert MCFC Molten carbonate fuel cell, Schmelzkarbonatbrennstoffzelle MGT Mikrogasturbine NETL National Energy Technology Laboratory PE Leistungselektronik r.F. relative Feuchte rec Rekuperator RS Rohrleitungssystem SOFC Solide oxide fuel cell, Festoxidbrennstoffzelle T100PH Turbec Power and Heat Mikrogasturbine TIT Turbineneintrittstemperatur TOT Turbinenaustrittstemperatur TPG Thermochemical Power Group der Universtität Genua TT DLR Institut für Technische Thermodynamik turb Turbine VT DLR Institut für Verbrennungstechnik 20 Kurzfassung Ein Hybridkraftwerk, eine Kopplung von Gasturbine (GT) und Festoxidbrennstoffzelle (SOFC), bietet langfristig gesehen den höchsten elektrischen Wirkungsgrad. Durch seine gute Ska- lierbarkeit ist das Hybridkraftwerk sowohl im dezentralen Bereich als auch im Bereich der Großkraftwerke einsetzbar. Hierbei können je nach Anlagengröße elektrische Wirkungsgrade von 60% bei kleinen Anlagen bis hin zu 70% bei Großanlagen erreicht werden. Die Firma Siemens Westinghouse konnte mit einem Demonstrator bereits im Jahre 2000 die generelle Machbarkeit eines Hybridkraftwerks zeigen. Die Firma Mitsubishi Hitachi Power Systems führt seit 2016 Demonstrationstests durch. Für die Weiterentwicklung des Hybridkraftwerks und für das Verständnis der Zusammenhänge im System ist jedoch, aufgrund der Unterschiede der beiden Subsysteme Gasturbine und SOFC, noch ein hoher Forschungsaufwand notwendig. Während bei Gasturbinen typischerweise hohe Druck- und Temperaturgradienten auftreten, stellt die SOFC ein träges System dar, bei dem strenge Limitierungen in den genannten Gradienten sowie Druckdifferenzen einzuhalten sind. Um bei der Untersuchung der einzelnen Subsysteme unter Hybridkraftwerksbedingungen das Risiko einer Beschädigung der jeweiligen anderen Komponente zu umgehen, bietet sich der Einsatz von Hybridkraftwerksversuchsanla- gen an, bei welchen ein Subsystem durch einen Simulator ersetzt wird, der die Eigenschaften der realen Komponente möglichst genau nachbilden kann. Prinzipiell sind in einem Hybridkraftwerk unterschiedliche Verschaltungen der Subsysteme denkbar. Dabei kann die SOFC unter Druck oder atmosphärisch betrieben werden. Am Deut- schen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) wurden mittels numerischer Untersuchungen verschiedene Varianten hinsichtlich Wirkungsgrad und Betriebsbereich analysiert. Als Basis für die Simulationen wurde eine kommerziell erhältliche Turbec T100PH Mikrogasturbine (MGT) mit einer elektrischen Leistung von 100 kWel und ein tubulares SOFC System der Firma Siemens ausgewählt. Dabei zeigte sich, dass der höchste elektrische Wirkungsgrad erreicht werden kann, wenn die SOFC in den Gasturbinenkreislauf zwischen Rekuperator und Turbine integriert wird. Die SOFC sollte dabei eine Größe von 1152 Zellen haben um einen möglichst großen Betriebsbereich zu bieten. Das Ziel dieser Arbeit war die Entwicklung und experimentelle Untersuchung eines Betriebs- konzepts für die Turbec T100PH Mikrogasturbine in einem MGT/SOFC Hybridkraftwerk. Dabei sollten das bestehende Steuerungs- und Regelungssystem und die Komponenten der 21 Kurzfassung originalen Mikrogasturbine mit nur möglichst geringen Modifikationen übernommen wer- den. Das Betriebskonzept umfasst den Start, Aufheiz- und Abkühlvorgänge an der SOFC, Lastwechsel und das Herunterfahren der Anlage sowie den Einsatz von Notfallmanövern in kritischen Betriebszuständen. Als Grundlage für die Untersuchungen wurde auf Basis der Turbec T100PH ein Prüfstand aufgebaut und detailliert instrumentiert. Die Mikrogasturbine wurde sowohl in transienten Manövern als auch in stationären Punkten charakterisiert. Mit Hilfe der Untersuchungen konnte ein Basisdatensatz erzeugt werden, der sowohl für den Vergleich mit der Hybridkraftwerksversuchsanlage herangezogen, als auch zur Validierung von numerischen Modellen eingesetzt werden kann. Für die Hybridkraftwerksversuchsanlage wurde anstelle einer realen SOFC ein Simulator entworfen und aufgebaut, der das Volumen der Kathodenseite, den Druckverlust, die Aufenthaltszeit und die Austrittstemperatur einer SOFC nachbilden kann. Der SOFC Simulator wurde über ein Rohrleitungssystem mittels verschiedener Stränge mit der Mikrogasturbine gekoppelt. Über den Hauptpfad ist er zwischen Rekuperatoraustritt und Brennkammereintritt integriert und kann über einen Bypass-Strang umgangen werden. Ein weiterer Strang, der vom Verdichteraustritt zum Simulator führt, kann für Aufheiz- und Abkühlvorgänge eingesetzt werden. Die Komponenten des Hybridkraftwerk- saufbaus wurden schrittweise in den MGT Prüfstand integriert, um ihren Einfluss auf den stabilen Betriebsbereich und das Betriebsverhalten der MGT zu analysieren. Die Untersuchun- gen zeigten dabei einen eingeschränkten Betriebsbereich der Hybridkraftwerksversuchsanlage aufgrund des erhöhten Druckverlusts, der durch die Komponenten zwischen Verdichter und Turbine aufgebracht wird. Die transienten Manöver Start, Stopp und Lastwechsel, sowie Strangumschaltungen und Notfallmanöver wurden in unterschiedlichen Varianten mit Hilfe der verschiedenen Stränge getestet und hinsichtlich ihrer Eignung für das Betriebskonzept bewertet. Dabei konnte gezeigt werden, dass alle für einen Hybridkraftwerksbetrieb not- wendigen Manöver trotz gewisser Einschränkungen durchführbar sind. Gleichzeitig wurden Optimierungspotenziale an der MGT für ein real gekoppeltes Hybridkraftwerk aufgezeigt. Darüber hinaus wurde der Effekt unterschiedlicher SOFC Austrittstemperaturen auf den Betrieb der Gesamtanlage untersucht. Auf Basis der experimentellen Ergebnisse wurden die am besten geeigneten Vorgehensweisen für die jeweiligen Manöver ausgewählt und nochmals mit dem Fokus auf das SOFC System analysiert, bevor in einem letzten Schritt das Betriebs- konzept abgeleitet wurde. Für ein Hybridkraftwerk auf Basis einer kommerziellen Turbec T100PH konnte somit erfolgreich ein erstes Betriebskonzept aufgestellt werden. Gleichzeitig zeigt die Arbeit aber auch Optimierungspotenziale an der MGT, vor allem im Bereich der Brennkammer, um einen weiten, stabilen Betriebsbereich zu erreichen. 22 Abstract Hybrid power plants, which consist of a gas turbine (GT) in combination with a solid oxide fuel cell (SOFC) offer the highest long term electrical efficiency for power production. Due to high scalability, hybrid power plants can be used in distributed power generation as well as in central power stations. Depending on the size, electrical efficiencies of 60% can be reached in small scale systems, as well as efficiencies up to 70% in large-scale power plants. In the early 2000s, Siemens Westinghouse demonstrated the feasibility of a hybrid power plant with a prototype. Furthermore, as of 2016, Mitsubishi Hitachi Power Systems operates different demonstration facilities. However, for the further development of a hybrid power plant and the understanding of the mutual interactions in the system, there is still a high research effort necessary, due to the differences between the two subsystems gas turbine and SOFC. Whereas in gas turbines high pressure and temperature gradients typically occur, the SOFC is a slow reacting system with increased limitations when exposed to high pressure and temperature gradients and pressure differences. For a detailed investigation of the single subsystems (GT and SOFC) under hybrid power plant conditions, hybrid power plant test rigs can be utilized, in order to mitigate risks of harming the subsequent subcomponent. Here, one subsystem is replaced by an emulator, which simulates the characteristics of the real component. In principle, in a hybrid power plant different interconnections of the subsystems are possible. Hereby, the SOFC can be operated under atmospheric or pressurized conditions. At the German Aerospace Center (DLR) different system layouts were numerically modelled with respect to electrical efficiency and operational range. As a reference for the simulations a commercially available Turbec T100PH micro gas turbine, with an electrical power output of 100 kWel, and a tubular Siemens SOFC system were utilized. The results indicate that the highest electrical efficiencies can be reached when the SOFC is integrated between the recuperator and the combustion chamber. Additionally, the optimal SOFC consists of 1152 cells, in order to offer a large operational range. The aim of this work was the development and the experimental investigation of an operational concept for the Turbec T100PH micro gas turbine in a MGT/SOFC hybrid power plant. One major goal is to utilize the original micro gas turbine control system and components with only minor modifications. The operational concept consists of the start, heating and cooling processes at the SOFC, load changes and system shutdown as well as emergency procedures 23 Abstract in critical operational states. For the investigations, a test rig based on the Turbec T100PH was constructed and equipped with detailed instrumentation. The micro gas turbine was characterized during transient manoeuvers as well as at steady state load points. In the hybrid power plant test rig, an SOFC emulator was used to simulate the pressure loss, the retention time, the volume of the cathode and the exhaust gas temperature of a real SOFC. The SOFC emulator was coupled with a piping system connecting various paths to the MGT. On the main path, the emulator is integrated between the recuperator outlet and the combustion chamber inlet which can be circumvented using a bypass path. An additional path combines the compressor outlet with the SOFC emulator inlet and is used during the heating and cooling procedures. The components of the hybrid power plant configuration were integrated stepwise into the test rig to analyze the impact of the components on the stable oeprational range and behavior of the MGT. The results indicate a limited operational range of the hybrid power plant test rig due to increases in pressure loss from the additional components between MGT compressor and the turbine. Furthermore, the transient start, stop, and load change procedures, as well as the changeover between different paths and emergency manoeuvers were tested in different variations using various paths. The procedures were assessed in terms of their applicability in the operational concept. It was found that all necessary tested procedures for a hybrid power plant are feasible with minor constraints. Additionally, optimizations at the MGT were shown for the use in a real coupled hybrid power plant. Furthermore, the impact of various SOFC exhaust gas temperatures on the system was determined. Based on the experimental results appropriate procedures for the hybrid power plant operation were chosen and analyzed, focusing on the impact on the SOFC system. Lastly, the operational concept was derived. Thus, a first operational concept was successfully developed for a hybrid power plant based on a commercial Turbec T100PH micro gas turbine. At the same time the work shows the potential for optimization of the MGT, mainly at the combustion chamber, to achieve a wide, stable operational range. 24 1 Einleitung 1.1 Motivation Die internationale Energieagentur (IEA) geht in ihrem jährlichen „World Energy Outlook“ von einer Steigerung der globalen Energienachfrage um 30% bis zum Jahr 2040 aus. In ihrem Hauptszenario verzeichnen hierbei erneuerbare Energien weltweit das stärkste Wachstum [1]. Im Bereich der fossilen Brennstoffe wird für Erdgas ein Anstieg des Verbrauchs um 50% prognostiziert, während sich das Wachstum der Nachfrage nach Öl verlangsamt und die Nachfrage nach Kohle zum Stillstand kommt. In Deutschland plant die Bundesregierung einen Umbau der Energieversorgung auf Basis hoher Effizienz und weitgehender Nutzung erneuerbarer Energien [2]. Dabei soll der Anteil der erneuerbaren Energien bis zu 80% erreichen. Gleichzeitig ist es erforderlich, fossil befeuerte Altanlagen in der Größenordnung von 40000 Megawatt in den nächsten Jahrzehnten zu ersetzen [3]. Trotz des sinkenden Beitrags konventioneller Energieträger werden fossil befeuerte Kraftwerke wie Gas-, Dampf- und Kohlekraftwerke weiterhin benötigt, um die Versorgungssicherheit und Netzstabilität zu gewährleisten [4]. Im Zusammenspiel mit den erneuerbaren Energien ist es notwendig, Ausgleichsleistung für die fluktuierenden Stromerzeugungsanlagen bereitzustellen [5]. Innerhalb dieser Randbedingungen ist es wichtig Kraftwerkskonzepte zu entwickeln, die zum einen in der Lage sind, den fossilen Energieträger Erdgas möglichst effizient umzusetzen, um die Ressourcen zu schonen und gleichzeitig die Emissionen zu senken, zum anderen aber auch die Fluktuationen der erneuerbaren Energien auszugleichen. Bei der Entwicklung von neuen Anlagenkonzepten stellt ein Hybridkraftwerk, eine Kombination aus einer Festoxidbrennstoff- zelle (SOFC) und einer Gasturbine, einen vielversprechenden Ansatz dar. Der Vorteil liegt in der Verschaltung der beiden Teilsysteme, wodurch sehr hohe elektrische Wirkungsgrade erreicht werden können. Durch die gute Skalierbarkeit kann das Anlagenkonzept sowohl in dezentralen Anwendungen als auch im Großkraftwerksbereich bis hin zu mehreren Megawatt eingesetzt werden. Während in großen Leistungsklassen, abhängig von den verwendeten Kom- ponenten, Anlagenwirkungsgrade von bis zu 70% und teilweise höher numerisch mit Hilfe von Kreislaufsimulationen ermittelt wurden [6–9], werden selbst im dezentralen Leistungsbereich Wirkungsgrade bis zu 60% erwartet [10]. Im dezentralen Bereich kann ein Hybridkraftwerk 25 1 Einleitung auch für die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) eingesetzt werden. Bei Großanlagen ist eine Einbindung in einen kombinierten Gas- und Dampfturbinenprozess denkbar, womit sich dann der Wirkungsgrad noch weiter steigern lässt [11]. In Abbildung 1.1 sind von verschiedenen Gasturbine GuD SOFC-GT Diesel- & Gas Motor Mikrogasturbine SOFC PEMFC 0,01 0,1 1 10 100 1000 0 10 20 30 40 50 60 70 80 E le kt ri sc he r W ir ku ng sg ra d / % Elektrische Leistung / MW Abbildung 1.1 Elektrische Wirkungsgrade verschiedener Kraftwerkstypen in Abhängigkeit der Anlagengröße (modifiziert aus [12]) Kraftwerkstypen die elektrischen Wirkungsgrade in Abhängigkeit der Größenklasse aufge- tragen. Hierbei zeigen schraffierte Bereiche theoretisch mögliche Wirkungsgrade, die jedoch noch nicht experimentell nachgewiesen wurden. Atmosphärisch betriebene SOFC Systeme zeigen sehr hohe Wirkungsgrade, die im unteren Leistungsbereich bereits erreicht werden konnten. Gasturbinen können lediglich in kombinierten GuD-Kraftwerken in sehr großen Anlagen vergleichbare Wirkungsgrade erzielen. Der derzeit höchste Wirkungsgrad von 61,5% wurde von Siemens mit dem GuD-Kraftwerk Fortuna am Standort Lausward im Düsseldorfer Hafen mit einer maximalen Leistung von 603,8MW erreicht [13]. Der Wirkungsgrad des Hybridkraftwerks liegt über den Wirkungsgraden seiner Einzelkomponenten und zeigt hierbei sein außerordentliches Potenzial. In Demonstrationsanlagen von Siemens Westinghouse [14] und Mitsubishi [15] konnten bereits Wirkungsgrade von über 50% in kleineren Anlagen nachgewiesen werden. Ein weiterer Vorteil eines Hybridkraftwerks liegt in dem breiten Betriebsbereich und dem sehr niedrigen erreichbaren Teillastpunkt. Gleichzeitig werden sehr hohe Wirkungsgrade über den gesamten Bereich erreicht. Beispielsweise wurde der Betriebsbereich eines Hybridkraftwerks und die erreichbaren Wirkungsgrade basierend auf einer Turbec T100PH MGT und einer 26 1.1 Motivation 0 1 0 0 2 0 0 3 0 0 4 0 0 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 0 04 0 4 4 4 8 5 2 5 6 6 0 6 4 6 8 W i r k u n g s g r a d Ele ktr isc her W irk ung sgr ad HH V / % E l e k t r i s c h e L e i s t u n g / k W 5 5 0 0 0 r p m 6 0 0 0 0 r p m 6 5 0 0 0 r p m 7 0 0 0 0 r p m 8 5 0 9 0 0 9 5 0 1 0 0 0 1 0 5 0 1 1 0 0 1 1 5 0 1 2 0 0 T m i n SO FC Te mp era tur / K T S O F C T m a x Abbildung 1.2 Numerisch ermittelter Betriebsbereich und elektrische Wirkungsgrade eines Hybridkraftwerks basierend auf der Turbec MGT und einer planaren SOFC (modifiziert aus [11]) planaren SOFC von Moritz Henke in [11] untersucht. Hierbei konnte er bei einer maximal erreichbaren elektrischen Leistung von 670 kW einen Wirkungsgrad von über 60% (basierend auf dem Brennwert (HHV)) zeigen (siehe Abbildung 1.2). Dieser hohe Wirkungsgrad kann bis zu einer Leistung von 310 kW bei Modulation der Turbinendrehzahl gehalten werden. Danach sinkt er unter 52% bei einer minimalen elektrischen Leistung von 190 kW. Dies bedeutet jedoch eine Lastmodulation auf 28% der Leistung. Neben dem Wirkungsgrad und dem Betriebsbereich gewinnt die Brennstoffflexibilität von Kraftwerken, mit der steigenden Nutzung von unterschiedlichsten Brennstoffen, unter anderem der Nutzung von Brennstoffen aus Biomasse, immer mehr an Bedeutung. Auch hier bietet das Hybridkraftwerk einen Vorteil, da es sowohl mit Wasserstoff als auch mit Kohlenwasserstoff- basierten gasförmigen Brennstoffen betrieben werden kann [11]. 27 1 Einleitung 1.2 Stand der Technik Das Potenzial eines Hybridkraftwerks wurde bereits numerisch, mittels Kreislaufberechnungen, von vielen nationalen und internationalen Gruppen gezeigt (z.B. [6, 16–23]). Hierbei wurde sowohl in stationären als auch dynamischen Simulationen das Zusammenspiel von Brenn- stoffzellen und Gasturbinen untersucht. Zusätzlich wurden Untersuchungen zur Verschaltung mit modifizierten Komponenten durchgeführt, wie zum Beispiel mit einer zwischengekühlten Gasturbine [24]. Der Anwendungsbereich umfasst neben dem Einsatz als Kraftwerk auch Anwendungen im Bereich der Marine [25], des Schienentransports [26–28] und des Luftver- kehrs [29, 30]. Die betrachteten Größenklassen reichen von wenigen hundert Kilowatt bis hin zu mehreren Megawatt. Für die Kopplung wurden verschiedene Brennstoffzellensysteme in Betracht gezogen [23]. Neben der SOFC wurde auch die Schmelzkarbonatbrennstoffzelle (MCFC) betrachtet [31]. Die Untersuchungen verschiedener Schaltungsvarianten [32] für den Einsatz im Kraftwerksbereich zeigten, dass der höchste Wirkungsgrad mit einer unter Druck betriebenen SOFC erreicht werden kann [33]. Der erste real gekoppelte Demonstrator wurde von Southern California Edison und dem United States Departement of Energy finanziert und in Zusammenarbeit mit Siemens Westinghouse Power Corporation an der University of California aufgebaut [14]. Eine SOFC mit 1152 Zellen wurde mit einer modifizierten zweistufigen Ingersoll-Rand Mikrogasturbine gekoppelt. Die Anlage wurde in Irvine, mit einigen Unterbrechungen aufgrund von Problemen mit der SOFC und der MGT, betrieben und kam auf eine Betriebszeit von insgesamt mehr als 3000 Stunden [34, 35]. Es konnte ein Wirkungsgrad von 52% erreicht werden. Der Demonstrator erreichte bei einem Druckverhältnis von 4:1 eine elektrische Leistung von 175 kW und blieb damit unter dem Ziel von 200 kW. Die MGT erreichte dabei nur 20 kW elektrische Leistung im Maximum. Aufgrund von Problemen mit der SOFC wurde der Demonstrator abgeschaltet. Eine zweite Anlage basierte auf einer Turbec T100 Mikrogasturbine mit 100 kW elektrischer Leistung, die mit einer SOFC mit 1704 Zellen gekoppelt wurde. Die Anlage war ausgelegt auf eine elektrische Leistung von 300 kW. Der Aufbau erfolgte in Kooperation mit RWE und sollte in Deutschland getestet werden. Während der Inbetriebnahmetests wurde ein Dichtungsproblem im Inneren der SOFC festgestellt. Aufgrund eines sehr hohen Aufwands für das Re-Design und den Neuaufbau wurde das Projekt abgebrochen. Trotz dieses Rückschlags haben Siemens Westinghouse und seine Partner mit diesen Demonstratoren die Realisierbarkeit eines Hybrid- kraftwerks nachgewiesen. Sie zeigten zudem mit ihren Arbeiten einen Forschungsbedarf auf dem Gebiet der Komponenten, deren Integration und der Regelungstechnik auf. Als ein Ergeb- nis ihrer Untersuchungen stellte Siemens Westinghouse aus der Sicht eines SOFC-Herstellers die Anforderungen an eine Gasturbine für die Kopplung mit einem SOFC System zusammen [7, 36]. Die wichtigste Voraussetzung ist eine drehzahlvariable Mikrogasturbine, die von ihrer 28 1.2 Stand der Technik Größenauslegung her die erforderlichen Luftmassenströme für die SOFC in verschiedenen Lastpunkten bereitstellen kann. Dies ist wichtig für eine aktive Temperaturregelung des SOFC Stacks. Die Untersuchungen zum Einfluss eines erhöhten Drucks auf Brennstoffzellen zeigten, dass das Druckverhältnis im Bereich zwischen 3:1 und 4:1 liegen sollte. Der Brenner der Mikrogasturbine sollte für Eintrittstemperaturen von 820 °C bis 870 °C auch im Dauerbetrieb geeignet sein. Gleichzeitig sollte er einen weiten Betriebsbereich in Bezug auf den einstellbaren Brennstoffmassenstrom von 5% bis 110% haben. Die Turbineneintrittstemperatur sollte im Bereich von 820 °C bis 950 °C liegen, da damit abhängig vom Lastpunkt ein Betrieb ohne Zufeuerung in der MGT Brennkammer für einen optimalen Wirkungsgrad möglich wäre. Ein Hochleistungs-Rekuperator mit einer Effektivität von ε > 90% sollte integriert sein. Das Design der Welle sollte so ausgeführt sein, dass es zu keinem Blockieren oder Verklemmen kommen kann. Die Lagerung sollte möglichst als Luftlager oder Magnetlager ausgeführt sein. Eine Lagerung mit Öl ist zu vermeiden, da dieses in den Luftkreislauf gelangen und die SOFC schädigen kann. Die MGT sollte insgesamt eine hohe Zuverlässigkeit aufweisen und auch im Dauerbetrieb 8000 Stunden kontinuierlich laufen. Sie sollte gleichzeitig auch so robust sein um einen SOFC Blow-down zu überstehen, ohne Schaden zu nehmen. Der variable Hochgeschwindigkeitsgenerator sollte längere Zeit im Motorbetrieb betrieben werden können. Schlussendlich sollte eine ausfallsichere Regelung eine Überdrehzahl vor allem bei Abfahr-Manövern verhindern. Trotz all dieser Anforderungen kam Siemens Westinghouse zum Schluss, dass eine passende Gasturbine für ein Hybridkraftwerk aufgebaut werden kann, die keine außergewöhnlichen Eigenschaften in Bezug auf Material und Merkmale aufweist [36]. Am koreanischen Institute of Energy Research in Daejeon (Südkorea) wurde im Jahr 2005 ein weiteres real gekoppeltes Hybridkraftwerk basierend auf einem 5kW SOFC System und einer 25 kW MGT aufgebaut und betrieben [37]. Der Fokus der Arbeiten lag auf der Untersuchung des Betriebsverhaltens der SOFC unter erhöhtem Druck. Mitsubishi Heavy Industries (MHI) inzwischen Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS) in Japan startete bereits 2004 mit einer 75 kW Hybridkraftwerksversuchsanlage, die bereits einen elektrischen Wirkungsgrad von über 50% erreichte [38]. 2007 wurde ein Demonstrator mit 200 kW aufgebaut und betrieben. Damit konnte ein elektrischer Wirkungsgrad von 52,1% erreicht werden. Bei einem Langzeittest im Jahre 2009 konnte auch nach 3224 Stunden Betrieb mit mehrmaligem Neustart keine Verschlechterung der SOFC Spannung beobachtet werden [39]. 2014 erreichte die Anlage eine Betriebszeit von 4100 Stunden im Dauerbetrieb und eine Gesamtbetriebszeit von 5067 Stunden [15, 40]. 2015 wurde an der Universität Kyushu ein hinsichtlich der Größe optimierter 250 kW Demonstrator aufgebaut und in Zusammenarbeit mit der Universität betrieben. Eine weitere, optimierte Anlage wurde bei Senju Techno Station of Tokyo Gas als Demonstrator aufgebaut [41] und zwei weitere Demonstratoren geplant und nacheinander bei Toyota’s Motomachi Plant und NGK Spark Plug aufgebaut [42, 43]. 29 1 Einleitung Im Januar 2018 meldete MHPS die erste Bestellung für ein Hybridkraftwerk von Mitsubishi Estate Co. für das Marunouchi Gebäude in Tokyo, nachdem sie im August 2017 erklärt hatten, dass die Anlage die Marktreife erreicht habe [44]. Auch die Firma LG Fuel Cell Systems (ehemals Rolls Royce Fuel Cell Systems) befasst sich mit der Umsetzung eines Hybridkraftwerks in England und den USA [45–48]. Sie arbeiten dabei in verschiedenen Projekten eng mit der Universität Genua zusammen [22, 49]. Mit einem 200 kW Demonstrator konnten sie bisher eine Betriebsdauer von 2000 h bei einem maximalen Wirkungsgrad von 57% erreichen [50]. Neben diesen Demonstrationsanlagen und der Anlage von MHPS ist keine erfolgreiche Entwick- lung bis hin zur Marktreife bekannt. Diese Versuche zeigen, dass noch ein hoher Forschungs- aufwand notwendig ist, um das Hybridkraftwerk weiter zu entwickeln und die Zusammenhänge im System zu verstehen. Dazu muss der Einfluss der Subkomponenten aufeinander unter- sucht werden. Vor allem aber im Bereich der Regelung sind aufgrund der gegenseitigen Abhängigkeiten noch detailliertere Untersuchungen notwendig. Dazu wurden in verschiedenen Forschungseinrichtungen Versuchsanlagen aufgebaut. Hierbei wird die SOFC häufig durch einen Simulator ersetzt, der die Eigenschaften der Subkomponente nachbildet. Die Hybridkraft- werksversuchsanlage des National Energy Technology Laboratory (NETL) in Morgantown [51] basiert auf einer 120 kW Garrett Serie 85 Auxilliary Power Unit mit nachgerüstetem Rekuperator [52]. Diese ist gekoppelt mit einem Brennstoffzellensimulator [53–55]. Der Simu- lator besteht aus einem Druckkessel, der das Volumen der Kathodenseite der SOFC und den Einlauf repräsentiert und dem Mikrogasturbinenbrenner, der mit einem Brennstoffzellenmodell gesteuert werden kann. Nach dem Brenner ist ein weiterer Druckkessel implementiert, der die Nachverbrennungszone repräsentiert. Die Anlage wird über ein selbst programmiertes Regelungs- und Steuerungssystem betrieben [56]. Neben Untersuchungen zur Entwicklung von Betriebs- und Regelungsstrategien für ein Hybridkraftwerk [57–59], werden unter anderem auch Untersuchungen zur Degradation des Brennstoffzellensystems durchgeführt [60–63]. Die Forschungsanlage der Thermochemical Power Group (TPG) der Universität Genua [64, 65] basiert auf einer Turbec T100 Mikrogasturbine [66–68]. Der SOFC Simulator basiert auf dem LG Fuel Cell (ehemals Rolls Royce) Design. Er hat neben dem Anodenvolumen ein variables Volumen, das verschiedene Größen der SOFC Kathodenseite nachbilden kann. Die Katho- denseite ist dabei aus einem isolierten Druckkessel aufgebaut, der aus zwei Sammlerrohren und 5 modular zuschaltbaren Rohren besteht. Die Anodenseite wird nachgebildet mit einer verdichteten Druckseite, einem Ejektor und einem Anodenvolumen, das mit der Kathodensei- te thermisch gekoppelt ist. Ein Brenner, der die Temperaturerhöhung nachbildet, ist nicht implementiert. Die MGT kann in verschiedenen Modi betrieben werden, entweder direkt ans Netz angeschlossen, wobei die TOT konstant gehalten wird, oder aber im sogenannten Stand Alone Mode, entkoppelt vom Netz, wobei die Drehzahl konstant gehalten wird und die TOT 30 1.2 Stand der Technik variiert wird. Neben den experimentellen Untersuchungen an der Versuchsanlage [69–71] liegt der Schwerpunkt der Forschung auf der Entwicklung neuer Regelungsansätze [72] und der Modellierung [73–75]. Am Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt arbeiten das Institut für Verbrennungs- technik (VT) und das Institut für Technische Thermodynamik (TT) seit 2006 zusammen an einem langfristig angelegten Projekt zur Entwicklung eines real gekoppelten Hybridkraftwerks. Die vorliegende Arbeit ist Teil dieses Projekts, welches im folgenden Kapitel (1.3) vorgestellt wird. Eine umfangreiche Recherche und Zusammenfassung der Arbeiten auf dem Gebiet von SOFC- GT Hybridkraftwerken bieten [76] und [77]. 31 1 Einleitung 1.3 Zielsetzung, Einordnung in das Gesamtprojekt und Inhalt der Arbeit Zielsetzung Die bisherigen Arbeiten auf dem Gebiet der Entwicklung eines MGT/SOFC Hybridkraftwerks haben gezeigt, dass es von entscheidender Bedeutung ist, das Verhalten der beiden Subsysteme SOFC und MGT unter Hybridkraftwerksbedingungen detaillierter zu untersuchen, um hieraus wichtige Erkenntnisse für die Entwicklung eines Betriebskonzepts und einer gemeinsamen Steuerung und Regelung zu gewinnen. Siemens hat bereits Anforderungen an eine Mikrogasturbine aus Sicht eines Brennstoffzellenherstellers für die Kopplung mit einer SOFC aufgestellt [7, 36] (siehe Kapitel 1.2). Eine umfassende experimentelle Untersuchung der Mikrogasturbine, die Auswirkungen der Kopplung auf die MGT und die Entwicklung eines Betriebskonzepts aus Sicht der MGT steht jedoch noch aus. Daher ist das Ziel der vorliegenden Arbeit die Entwicklung, Erprobung und Analyse eines Betriebskonzepts für die Mikrogasturbine Turbec T100PH in einem Hybridkraftwerk auf Grundlage des bestehenden Steuerungs- und Regelungssystems der MGT. Das Betriebskonzept umfasst dabei neben den Manövern Start, Lastwechsel und Stopp an der Mikrogasturbine, Aufheiz- und Abkühlvorgänge an der SOFC und den Einsatz von Notfallmanövern in kritischen Betriebszuständen. Die Auslegung und der Aufbau der dafür benötigten Versuchsanlagen erfolgt im Team. Für die Bewertung des Einflusses des Hybridkraftwerkaufbaus auf die MGT soll zunächst ein Turbec T100PH Mikrogasturbinenprüfstand aufgebaut und instrumentiert werden. Die Mikrogasturbine soll eingehend untersucht und die für die Kopplung wichtigen Parameter und Fahrweisen analysiert und diskutiert werden. Basierend auf dem Prüfstand soll dann eine Hybridkraftwerksversuchsanlage entwickelt, aufgebaut und instrumentiert wer- den. Anstelle einer realen SOFC soll ein SOFC Simulator entwickelt und eingesetzt werden, der die thermodynamischen und strömungsmechanischen Eigenschaften des SOFC Systems nachbilden kann. Die Mikrogasturbine bietet komprimierte Luft auf zwei verschiedenen Tem- peraturniveaus, am Verdichteraustritt und Rekuperatoraustritt. Daher kann sie in einem Hybridkraftwerk sowohl die für den Betrieb der SOFC erforderliche vorgeheizte Luftmenge zur Verfügung stellen, aber auch eingesetzt werden um die SOFC auf die Betriebstemperatur aufzuheizen und für das Herunterfahren abzukühlen. Im Anlagenaufbau ist die MGT daher über verschiedene Stränge mit der SOFC gekoppelt, die es zum einen ermöglichen die Tempe- raturniveaus auszunutzen, es aber auch erlauben die SOFC über einen Bypass von der MGT zu entkoppeln. Um den Einfluss der Kopplungselemente (wie Rohrleitungen, Ventilen und Klappen) und der SOFC besser beurteilen zu können, soll die Anlage schrittweise aufgebaut und jeweils detailliert charakterisiert werden. Aus den Untersuchungen sollen wichtige Erkennt- nisse zum Betriebsbereich und zu Limitierungen sowohl im stationären als auch im transienten 32 1.3 Zielsetzung, Einordnung in das Gesamtprojekt und Inhalt der Arbeit Betrieb der MGT abgeleitet werden. Beobachtete Einschränkungen sollen analysiert und Optimierungspotenziale aufgezeigt werden. Aus diesen Ergebnissen soll dann schließlich das Betriebskonzept entwickelt und getestet werden. Wichtig für die Beurteilung der Manöver ist, neben den bereits betrachteten Auswirkungen auf die Mikrogasturbine, auch den Einfluss auf die SOFC einzubeziehen. Einordnung in das Gesamtprojekt Die vorliegende Arbeit ist Teil des langfristig angelegten Projekts zur Entwicklung eines Hybridkraftwerks am DLR, das sich in drei Phasen gliedert und findet sich in Phase 1 und 2 wieder [78], [79]. Für die erste Phase schlossen sich das DLR Institut für Verbrennungstechnik und das DLR Institut für Technische Thermodynamik mit dem Institut für Luftfahrtantriebe (ILA) der Universität Stuttgart zu einem „virtuellen Institut“ zusammen. Zusätzlich wurde eine strategische Partnerschaft mit dem nationalen Energieunternehmen EnBW geschlossen. Der Industriepartner Siemens PG war an dieser ersten Phase mit beteiligt. Für die Phasen 2 und 3 arbeiten die DLR Institute weiter mit der EnBW zusammen. Finanziert wurden die einzelnen Projektphasen von der HGF, dem BMWi, der EnBW und der programmorientierten Förderung des DLR sowie durch Investitionsmaß- nahmen von DLR und BMWi. Als Basis für die Entwicklung eines real gekoppelten Hybridkraftwerks wurden in der ersten Phase die Subsysteme MGT und SOFC einzeln charakterisiert. Hierfür wurde die kommerziell erhältliche Turbec T100PH Mikrogasturbine und das kommerziell verfügbare, atmosphä- risch betriebene SFC-5 Alpha System der Firma Siemens beschafft. Es wurden numerische Modelle sowohl für die Einzelkomponenten als auch für die Gesamtanlage entwickelt und anhand der aus den Einzelanlagen gewonnenen Messdaten validiert. Mit den Modellen wurden Kreislaufanalysen durchgeführt sowie Regelungs- und Betriebskonzepte aufgestellt [80], [81]. Darüber hinaus wurde eine Versuchsanlage zur Untersuchung von SOFC/MGT Hybridkraft- werkskonzepten basierend auf der Turbec T100PH entwickelt und aufgebaut. In der zweiten Phase wurde das dynamische Systemverhalten des SOFC/MGT Hybridkraftwerkskonzepts sowohl anhand der Laboranlage als auch anhand der numerischen Modelle untersucht. Die Betriebs- und Regelungsstrategien wurden erprobt und analysiert. Des Weiteren wurde der druckaufgeladene Betrieb von Hochtemperaturbrennstoffzellen verschiedener Hersteller mit einem eigens dafür entwickelten Prüfstand detailliert untersucht. Die numerischen Modelle wurden erweitert, optimiert und validiert [11]. Die gewonnenen Ergebnisse dieser zwei Phasen wurden für die Auslegung und den Aufbau eines real gekoppelten Demonstrators in einer Grö- ßenklasse von <50 kW genutzt. Hierfür wurden zunächst verschiedene kommerziell erhältliche Mikrogasturbinen auf ihre Eignung überprüft und schließlich die Mikrogasturbine EnerTwin der Firma MTT mit einer elektrischen Leistung von 3 kW ausgewählt. Für die Kopplung wurde ein planares SOFC System der Firma Sunfire mit einer elektrischen Leistung von 25 33 1 Einleitung bis 30 kW ausgewählt [82]. In der aktuell laufenden dritten Phase wurden die erforderlichen Komponenten beschafft und teilweise einzeln charakterisiert. Auf Basis beider Subkomponen- ten wurden Hybridkraftwerksversuchsanlagen entwickelt und aufgebaut. Eine Kopplung der Systeme ist nach der Einzelcharakterisierung geplant. Inhalt der Arbeit In Kapitel 2 wird zunächst das mittels numerischer Untersuchungen gewählte Kreislaufkonzept und der Aufbau des daraus abgeleiteten Hybridkraftwerks anhand des Luft- und Brennstoffpfades vorgestellt. Für die Subkomponenten Mikrogasturbine und SOFC werden die allgemeinen theoretischen Grundlagen behandelt und die ausgewählten Komponenten spezifiziert. Kapitel 3 befasst sich mit der Umsetzung des Kreislaufs und dem experimentellen Aufbau der verwendeten Versuchsanlagen. Zunächst wird der Aufbau und die Instrumentierung des MGT Prüfstands vorgestellt, der zugleich auch die Basis der Hybridkraftwerksversuchsanlage darstellt. Um den Einfluss der Hybridkraftwerkskomponenten (wie z.B. Rohrleitungssys- tem und SOFC) auf die MGT detaillierter betrachten zu können, wurde eine schrittweise Implementierung und Untersuchung gewählt. Die dafür notwendigen Konfigurationen der Hybridkraftwerksversuchsanlage werden spezifiziert und die eingesetzte Instrumentierung erläutert. In Kapitel 4 werden die experimentellen Ergebnisse präsentiert und diskutiert. In den grundle- genden Untersuchungen der Mikrogasturbine werden die transienten Referenzmanöver und die Charakteristik der Bauteile in stationären Punkten aufgezeigt. Der Einfluss der Komponenten der Hybridkraftwerksversuchsanlage auf die Mikrogasturbine wird erarbeitet und untersucht. Der Betriebsbereich der Anlage wird aufgestellt und Einschränkungen sowohl in stationären Punkten als auch in transienten Manövern diskutiert. Daraus werden für den Betrieb der Anlage verschiedene Konzepte für die einzelnen Manöver entwickelt und erprobt, die dann analysiert, diskutiert und schließlich zu einem Betriebskonzept zusammengefasst werden. In Kapitel 5 wird die Arbeit zusammengefasst und ein Ausblick auf mögliche zukünftige Untersuchungen gegeben. 34 2 Hybridkraftwerk 2.1 Anlagenkonfiguration SOFC MGT G 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 (a) Atmosphärisch betriebene SOFC SOFC MGT G 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 (b) Unter Druck betriebene SOFC 1 Verdichter 2 Rekuperator 3 MGT Brennkammer 4 Turbine 9 Ejektor 10 Generator 11 Leistungselektronik 5 interner Wärmeübertrager 6 Nachverbrennungszone 7 Stack mit internem Reformer 8 Reformer Abbildung 2.1 Zwei Beispiele für Kreislaufvarianten des Hybridkraftwerks Für die Verschaltung einer Mikrogasturbine mit einer Hochtemperaturbrennstoffzelle sind generell mehrere Varianten denkbar. Die SOFC kann so im Gasturbinenkreislauf integriert sein, dass sie unter Druck oder aber atmosphärisch betrieben wird (siehe Abbildung 2.1). Die Anordnung im Kreislauf und der Einsatz zusätzlicher Wärmeübertrager oder Brennkammern spielen eine große Rolle für den erreichbaren Gesamtwirkungsgrad und den Auslegungsbe- reich, aber auch hinsichtlich der Komplexität und der Kosten [33]. Ein weiterer Parameter ist das optimale Verhältnis der elektrischen Leistung von MGT zu SOFC. Am DLR wurde 35 2 Hybridkraftwerk für die Bewertung verschiedener Konfigurationen ein Simulationstool in Matlab® Simulink® aufgebaut, mit dem sich das stationäre Verhalten von Hybridkraftwerken verschiedener An- lagengröße und Verschaltung untersuchen lässt [83], [84]. Das Simulationstool besteht aus mehreren Modulen, mit denen die Komponenten einer einwelligen Mikrogasturbine und einer Hochtemperaturbrennstoffzelle mit tubularem Design zusammen mit Kopplungselementen wie Rohrleitungen und Ventilen abgebildet werden können [20]. Die Turbokomponenten ba- sieren dabei auf Kennfeldern des jeweiligen Herstellers. Druck- und Wärmeverluste werden betrachtet. Das MGT Modell wurde mittels experimentell gewonnener Daten validiert, das SOFC Modell mittels numerischer Daten aus der Literatur. In mehreren Studien [85], [33] wurden insgesamt 12 verschiedene Kreislaufvarianten untersucht. Die Schaltungen lassen sich primär in atmosphärische (Abbildung 2.1a), unter Druck betriebene (Abbildung 2.1b) und gemischte Varianten einteilen. Betrachtet wurde in den Studien neben dem erreichbaren Wirkungsgrad auch der Auslegungsbereich, der Betriebsbereich, der finanzielle Aufwand und die Machbarkeit. Die Studien kamen zu dem Ergebnis, dass die Variante mit dem höchs- ten erreichbaren Wirkungsgrad die unter Druck betriebene SOFC darstellt, die zwischen Rekuperator und Brennkammer der MGT integriert ist. In Abbildung 2.2 ist das Schema der ausgewählten Verschaltung dargestellt. Die SOFC wird hierbei durch den Verdichter der Mikrogasturbine unter Druck gesetzt und die Luft zusätzlich durch den MGT Rekuperator vorgeheizt. Die heißen SOFC Abgase werden anschließend der MGT Brennkammer zugeführt, in der im Auslegungspunkt kein Erdgas mehr zugegeben werden muss, um die erforderliche Turbineneintrittstemperatur zu erreichen. Die SOFC profitiert somit von der Druckaufladung und Vorheizung durch die MGT, die MGT wiederum von den heißen Abgasen der SOFC. An beiden Subkomponenten kann somit elektrische Leistung abgegriffen werden. Die Anlage soll anhand des Luft- und Brennstoffpfads in Abbildung 2.2 vorgestellt werden. Der Verdichter der Mikrogasturbine (1) saugt Umgebungsluft an und verdichtet diese. Die Luft wird im Rekuperator (8), einem Luft/Luftwärmeübertrager, durch die heißen Abgase vorgewärmt und anschließend der SOFC zugeführt. Hier wird die Luft zunächst im internen Wärmeübertrager (15) weiter erhitzt und dann auf die Kathode verteilt. Der komprimierte Brennstoff wird im Vorreformer (11) umgesetzt und weiter in den internen Reformer (12) geleitet. Ein Teil des Anodengases wird mittels Ejektor (10) rezirkuliert, um den erforderlichen Wasserdampfgehalt im Reformer zu erreichen. Das nicht vollständig umgesetzte Anodenabgas reagiert mit dem Kathodenabgas im nachgeschalteten Brenner (katalytische Nachverbrennung, 14) der SOFC und verlässt dann die SOFC (13) wieder durch den internen Wärmeübertrager. Der interne SOFC Brenner dient hier zum Druckausgleich zwischen Kathode und Anode. In der MGT Brennkammer (9) kann, wenn notwendig, noch zusätzliches Erdgas im MGT Brenner zugemischt werden, um die erforderliche Turbineneintrittstemperatur zu erreichen. Die heißen Abgase werden dann in der Turbine (2) auf nahezu Umgebungsdruck entspannt 36 2.1 Anlagenkonfiguration G 1 Verdichter 2 Turbine 3 Generator 4 Welle 5 Leistungselektronik 6 SOFC Bypass-Ventile 7 Rekuperator Bypass-Ventile 8 Rekuperator 9 MGT Brennkammer 1 2 3 4 5 6a 6b 7a 7b 8 9 10 11 13 14 15 16 17 17 Brennstoff 18 18 12 Luft Abgas 10 Ejektor 11 Reformer 12 Interner Reformer 13 SOFC Stack 14 SOFC Nachbrenner 15 Stack-interner Wärmeübertrager 16 Spülgas 17 Brennstoffkompressor 18 Brennstoffventil Abbildung 2.2 Schema des ausgewählten Kreislaufs für ein Hybridkraftwerk (modifiziert aus [86]) und im Rekuperator abgekühlt. Für den Startvorgang und für Abkühlmanöver ist eine direkte Verbindung zwischen dem Verdichteraustritt und der SOFC vorhanden. Durch die Ventile der Gruppen (6) und (7) kann am Eintritt der SOFC der Luftmassenstrom mit einer definierten Mischtemperatur geregelt werden. Mit Hilfe der Ventile (7a) und (7b) kann der Rekuperator 37 2 Hybridkraftwerk umgangen werden. Des weiteren kann der Luftmassenstrom über die SOFC mit einem soge- nannten Bypass-Strang und den Ventilen (6a) und (6b) eingestellt werden. Der Bypass-Strang verbindet den Rekuperator direkt mit der MGT Brennkammer. Für An- und Abfahrvorgän- ge ist es wichtig, die Anodenseite mit Formiergas (16) zu spülen, um ein Eindringen von Sauerstoff in die Anode zu verhindern. Das Formiergas kann über ein Dreiwegeventil in den Brennstoffpfad der SOFC eingedüst werden. Auf Basis des ausgewählten Kreislaufs wurden weitere Untersuchungen von Panne et al. 2 , 0 2 , 5 3 , 0 3 , 5 4 , 0 4 , 5 5 , 02 8 8 5 7 6 8 6 4 1 1 5 2 1 4 4 0 1 7 2 8 2 0 1 6 2 3 0 4 � L u f t , B y p a s s , S O F C = 0 Sta ckg röß e S OF C / Ze llen zah l V e r d i c h t e r d r u c k v e r h ä l t n i s / - � B S , M G T = 0 Π = Π m a x Abbildung 2.3 Limitierungen im Betriebsbereich des Hybridkraftwerks bei verschiedenen Stackgrößen der SOFC: Maximales Druckverhältnis, minimaler SOFC-Bypass- Massenstrom und Brennstoffmassenstrom zur MGT (modifiziert aus [20],[86]) [20] zum Größenverhältnis zwischen Gasturbine und Brennstoffzelle durchgeführt. Für die Simulationen wurde die Turbec T100 Mikrogasturbine ausgewählt und die Anzahl der Zellen im Stack der Siemens Brennstoffzelle zwischen 576 Zellen und 2016 Zellen variiert. Unter anderem wurde der Einfluss der Stackgröße auf die elektrische Leistung und den Wirkungsgrad des Systems analysiert. Aus diesen Studien lassen sich drei Limitierungen für den Betriebsbe- reich eines Hybridkraftwerks ableiten, die in Abbildung 2.3 dargestellt sind. Im Diagramm ist der resultierende Betriebsbereich verschiedener Stackgrößen über dem Verdichterdruckver- hältnis der Mikrogasturbine schraffiert aufgetragen. Die erste Grenze bildet das maximale Verdichterdruckverhältnis, das in diesem Fall bei 4,5 liegt. Eine weitere Limitierung liegt im Brennstoffmassenstrom zur Mikrogasturbine. Ist dieser null, so wird die erforderliche Turbineneintrittstemperatur bereits über die SOFC Austrittstemperatur erreicht. Die letzte Limitierung liegt im maximalen Luftmassenstrom über die SOFC, der durch den maximalen Förderstrom der MGT beschränkt ist. Ist der Bypass-Massenstrom null, so kann die MGT 38 2.1 Anlagenkonfiguration nicht mehr Luft für die SOFC liefern. Dies wird vor allem bei hohen Zellzahlen erreicht. Für die folgende Arbeit wurde aufgrund der Ergebnisse eine Anzahl von 1152 Zellen ausgewählt [86]. Diese Größe bietet zum einen einen weiten Betriebsbereich der Gasturbine, zum anderen ist die Brennstoffzelle groß genug, um einen signifikanten Einfluss auf die Gasturbine zu haben. 39 2 Hybridkraftwerk 2.2 Subsysteme 2.2.1 Mikrogasturbine Generell sind Mikrogasturbinen kleine Gasturbinen. Eine einheitliche Definition gibt es nicht. Oftmals findet sich die Einordnung nach einer Größenklasse von bis zu 500 kW. Gemein haben viele Mikrogasturbinen, dass sie aus einstufigen Radialkomponenten aufgebaut sind und ein Rekuperator in den Kreislauf integriert ist. Anstatt eines mechanischen Getriebes wird ein Inverter zur Einstellung der erforderlichen Netzfrequenz eingesetzt. Die radialen Turbokom- ponenten basieren oftmals auf modifizierten Turboladerkomponenten. Die Turbine wird bei Mikrogasturbinen typischerweise nicht gekühlt. Dadurch limitiert die zulässige Materialtempe- ratur die maximal mögliche Turbineneintrittstemperatur (TIT) auf Werte von bis zu 1000 °C. Mit dem meist einstufigen Verdichter werden Druckverhältnisse im Bereich von 2,5 bis 5 erreicht. In den meisten Anlagen sind Verdichter, Turbine und Generator auf einer Welle mon- tiert. Der Generator dreht daher mit der gleichen Drehzahl von bis zu 240000Umdrehungen pro Minute (bei sehr kleinen Mikrogasturbinen, wie zum Beispiel der MTT EnerTwin [87]). Zur Umwandlung auf die Netzfrequenz wird daher eine Leistungselektronik eingesetzt. Im Gegensatz zu großen Gasturbinenanlagen werden bei Mikrogasturbinen aufgrund der relativ niedrigen Druckverhältnisse von bis zu 5 und der geringen Turbineneintrittstemperaturen nur moderate elektrische Wirkungsgrade erreicht. Daher wird ein Rekuperator eingesetzt, der die heißen Abgase ausnutzt, um die Luft vor der Brennkammer aufzuheizen. Damit kann der Wirkungsgrad der Anlagen je nach Größenklasse auf bis zu 33% erhöht werden. Im Vergleich zu Gasmotoren haben Mikrogasturbinen durch die kontinuierliche Verbrennung sehr geringe Emissionswerte, die ohne eine zusätzliche Abgasnachbehandlung erzielt werden. Zudem weisen sie eine höhere Brennstoffflexibilität auf als herkömmliche Verbrennungsmotoren. Dies bietet einen entscheidenden Vorteil beim Einsatz von Brennstoffen mit schwankenden Heizwerten. Es kann, abhängig vom eingesetzten Brennkammersystem aber auch zwischen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen gewechselt werden. So ist zum Beispiel der Brenner der Firma Turbec prinzipiell für Erdgas, bestimmte Biogasmischungen, aber auch für Diesel einsatzfähig. Die Mikrogasturbine ist darüber hinaus, aufgrund ihrer einfachen Bauweise, wartungsärmer als die zyklisch arbeitenden Verbrennungsmotoren. Durch das hohe Temperaturniveau am abgasseitigen Austritt aus dem Rekuperator eignen sich Mikrogasturbinen für den Einsatz in der Kraft-Wärme Kopplung und sind damit vor allem im dezentralen Bereich von Vorteil. Hierbei kann eine Gesamteffizienz von über 90% erreicht werden. Zusätzlich können die hohen Temperaturen am Austritt auch zur Erzeugung von Prozesswärme und Dampf eingesetzt werden. Von Nachteil sind der im Vergleich niedrigere elektrische Wirkungsgrad und die derzeit noch sehr hohen Anschaffungskosten [88], [89]. 40 2.2 Subsysteme 2.2.1.1 Theoretische Grundlagen zu Mikrogasturbinen G 1 2 3 4 2' 4' T s 1 2 2'3 4 4' 2 3 4 2' 4' idealer Prozess realer Prozess Abbildung 2.4 Gasturbinenschema und dem Schema zugeordneter offener Joule Prozess mit Wärmerückführung Der Mikrogasturbine liegt der offene Joule Prozess mit Wärmerückführung als Vergleichs- prozess zugrunde [90, 91]. Der ideale und der reale Prozess sind in Abbildung 2.4 zusammen mit einem Schema der Gasturbine dargestellt. Nach der Verdichtung von Zustand 1 nach 2 wird die Luft im Rekuperator bis auf 2’ vorgeheizt (siehe Abb. 2.4). Der Rekuperator nutzt dabei die Wärme im Abgas nach der Turbine und führt diese der Frischluft zu. Dadurch ist in der Brennkammer weniger Brennstoff notwendig, um auf den Zustand 3 zu erhitzen. In der Turbine wird wieder auf Zustand 4 entspannt und im Rekuperator bis 4’ abgekühlt. Im idealen Prozess laufen die Zustandsänderungen 1-2 und 3-4 adiabat, und die Zustandsände- rungen 2-3 und 4-1 isobar ab. Da das reale System aber verlustbehaftet ist, weicht der reale Prozess vom idealen ab. Am Verdichteraustritt stellt sich eine leicht erhöhte Temperatur ein, da ein Teil der zugeführten Energie in Wärme umgewandelt wird. Durch die Druck- und Wärmeverluste in Rekuperator und Brennkammer weichen diese Zustandsänderungen von der idealen isobaren Wärmezufuhr ab. Über die Turbine wird schließlich im realen Fall eine geringere Temperaturdifferenz erreicht, was zu einer höheren Austrittstemperatur führt. Die im realen Prozess ablaufende Zustandsänderung im Verdichter kann durch eine Polytrope beschrieben werden. Das hierbei erreichte Verdichterdruckverhältnis ergibt sich zu [92]: Πcomp = pcomp, aus pcomp, ein = ( Tcomp, aus Tcomp, ein ) cp·ηcomp R (2.1) wobei ηcomp der polytrope Wirkungsgrad des Verdichters ist, der die Abweichung der Poly- tropen von der Isentropen darstellt. Bei den Drücken handelt es sich, wie auch im weiteren Verlauf, um Absolutdrücke. Das Betriebsverhalten eines Verdichters wird im Verdichterkenn- feld (siehe Abbildung 2.5) beschrieben. Hier wird das Verdichterdruckverhältnis über dem 41 2 Hybridkraftwerk Massenstromparameter aufgetragen. Der Massenstromparameter xi wiederum ergibt sich aus [93]: xi = ṁLuft pcomp, ein · √ Tcomp, ein (2.2) Die in rot eingezeichnete sogenannte Pumpgrenze des Verdichters ergibt sich durch Verbinden der maximal erreichbaren Druckverhältnisse bei den jeweiligen Massenstromparametern. Links von der Pumpgrenze ist kein Betrieb möglich. Bei Erreichen der Pumpgrenze kommt es zu einem Strömungsabriss im Verdichter. Dies führt zu einer Strömungsumkehr, die Schädigungen an der Anlage nach sich ziehen kann. Die blau markierten Linien stellen die Linien konstanter normierter Drehzahl dar. Der polytrope Wirkungsgrad des Verdichters hängt vom Betriebspunkt ab. Die schwarzen Linien zeigen die Isokurven konstanten Wirkungsgrads. Die Verdichterleistung [94] lässt sich über den Massenstrom und die Temperaturdifferenz über den Verdichter bestimmen zu: Pcomp = ṁ · ∫ T T0 cp(T ) · dT ≈ ṁLuft · c̄p · (Tcomp, aus − Tcomp, ein) (2.3) 0 , 0 2 , 0 x 1 0 - 5 4 , 0 x 1 0 - 5 6 , 0 x 1 0 - 5 8 , 0 x 1 0 - 5 1 , 0 x 1 0 - 4 1 , 2 x 1 0 - 4 1 , 4 x 1 0 - 4 1 , 6 x 1 0 - 40 1 2 3 4 5 6 7 Ve rdi cht erd ruc kv erh ält nis / - M a s s e n s t r o m p a r a m e t e r / m s K 0 , 5 P u m p g r e n z e L i n i e n k o n s t a n t e r n o r m i e r t e r D r e h z a h l I s o k u r v e n k o n s t a n t e n W i r k u n g s g r a d s Abbildung 2.5 Verdichterkennfeld Wie bereits beschrieben wird bei Mikrogasturbinen, aufgrund des relativ niedrigen Ver- dichteraustrittsdrucks und der daraus resultierenden großen Temperaturdifferenz zwischen Abgas und komprimierter Luft, ein Rekuperator zur Wärmerückführung und somit zum Wirkungsgradgewinn eingesetzt. Mit Hilfe des Rekuperators wird die Wärme aus dem Abgas nach der Turbine genutzt, um die Luft nach dem Verdichter weiter aufzuheizen. Die Effekti- 42 2.2 Subsysteme vität des eingesetzten Rekuperators ist daher ein sehr wichtiges Maß. In der Literatur gibt es zur Berechnung der Effektivität verschiedene Definitionen. Um eine Vergleichbarkeit zu den Ergebnissen der Universität Genua mit ihrer Turbec T100 MGT herzustellen, wurde deren Definition übernommen [95, 96]. Hierin wird für die Effektivität das Verhältnis der Temperaturdifferenz über die Luft zur maximalen Temperaturdifferenz herangezogen: ε = Trec, Luft, aus − Trec, Luft, ein Trec, Abgas, ein − Trec, Luft, ein (2.4) Neben der Effektivität spielt der Druckverlust über den Rekuperator auf der Hochdruckseite ei- ne wichtige Rolle. Er trägt, neben der Brennkammer, maßgeblich zum Gesamtdruckverlust der Anlage zwischen Verdichteraustritt und Turbineneintritt bei. Vor allem bei Hybridkraftwerks- anlagen, bei denen zusätzlich die SOFC zwischen Rekuperator und Brennkammer integriert wird, ist der relative Druckverlust eine entscheidende Größe zur Bewertung der Grenzen des Betriebsbereichs. Der relative Druckverlust der Anlage wird nach Gleichung 2.5 [93] berechnet zu: ∆prel = pcomp, aus − pturb, ein pcomp, aus · 100 % (2.5) In der Brennkammer wird durch die Verbrennung die Luft auf die geforderte Turbineneintritts- temperatur aufgeheizt. Dabei wird abhängig vom Brennstoffmassenstrom und dem Heizwert des Brennstoffs folgende thermische Leistung zugeführt: Qth = ṁBS · LHV (2.6) Aus dieser zugeführten Energie und der erzielten elektrischen Leistung, ergibt sich der elektri- sche Wirkungsgrad der Anlage zu [91]: ηel = Pel Qth (2.7) Da hier die elektrische Leistung, die über die Leistungselektronik ins Netz eingespeist wird, eingesetzt wird, beinhaltet der Wirkungsgrad auch die Verluste des Generators und der Umwandlung in die Netzfrequenz. Wie beim Verdichter kann auch die Entspannung über die Turbine über eine Polytrope beschrieben werden. Hierzu können auch die Turbineneintritts- temperatur (TIT) und die Turbinenaustrittstemperatur (TOT) herangezogen werden [92]. pturb, aus pturb, ein = ( TOT TIT ) cp R·ηturb (2.8) 43 2 Hybridkraftwerk Das Druckverhältnis über die Turbine wird definiert zu: Πturb = pturb, ein pturb, aus (2.9) Die Leistung der Turbine [94] ergibt sich über: Pturb = ṁ · ∫ T T0 cp(T ) · dT ≈ (ṁLuft + ṁBS − ṁLuft, Bleed−Air) · c̄p · (TIT − TOT ) (2.10) 2.2.1.2 Turbec T100PH Mikrogasturbine Die für die Kopplung ausgewählte Mikrogasturbine ist eine Turbec T100 Power and Heat (T100PH) der Serie 3 mit einer elektrischen Nennleistung von 100 kW [97]. Es handelt sich um eine kommerziell erhältliche Mikrogasturbine mit einem nachgeschalteten Abgaswärme- übertrager (Luft/Wasser), der den Einsatz in der Kraft-Wärme-Kopplung ermöglicht. Im Wärmeübertrager wird mit Hilfe der heißen Abgase Wasser erhitzt. Dadurch kann zusätzlich eine thermische Leistung von bis zu 155 kW ausgekoppelt werden, was die Gesamteffizienz der Anlage deutlich auf einen Wert von ca. 77% erhöht. Der elektrische Wirkungsgrad beträgt unter Volllastbedingungen ca. 30%. Die Anlage ist in zwei Varianten erhältlich. Im Rahmen dieser Arbeit wurde die direkt mit dem Netz gekoppelte Version untersucht. Diese Version bietet den Vorteil, dass sie bei konstanter Turbinenaustrittstemperatur und variabler Drehzahl betrieben wird. Somit kann der Massenstrom über die SOFC prinzipiell unabhängig von einem SOFC Bypass geregelt werden. Gleichzeitig liefert die Anlage durch die konstante TOT eine recht konstante Eintrittstemperatur der Luft in die SOFC. Generell handelt es sich bei der Mikrogasturbine um eine rekuperierte Anlage mit Radialturbokomponenten. Der Verdichter, die Turbine und der Generator sitzen auf einer Welle. Bei der Nenndrehzahl von 70000 1/min wird am Verdichter ein Druckverhältnis von 4,5:1 erreicht. Der Betriebsbereich erstreckt sich von einer Drehzahl von 52500 1/min bis 70000 1/min, was einer elektrischen Leistung von ca. 25 kW bis 100 kW entspricht. Die Firma Turbec wurde inzwischen von der Firma Ansaldo Ener- gia (Italien) übernommen, die die MGT nun unter dem Namen AE-T100 vertreibt. Abbildung 2.6 zeigt einen Schnitt durch die Hauptkomponenten der Turbec T100PH Mikrogasturbine. Diese sind mit Hilfskomponenten, wie z.B. der Ölpumpe und dem Erdgaskompressor in einem gemeinsamen Gehäuse integriert. Die Leistungselektronik und das Steuerungssystem sind in einem davon abgetrennten Bereich untergebracht. Umgebungsluft wird über einen Grob- und einen Feinfilter angesaugt, im Kabinett um den Generator geleitet und im Verdichter komprimiert. Dabei erwärmt sich die Luft auf bis zu 220 °C. Im Rekuperator, einem Luft/Luft- Wärmeübertrager, wird die Luft durch die heißen Turbinenabgase auf bis zu 620 °C vorgeheizt. Für das Verständnis der experimentellen Ergebnisse ist es wichtig, den groben Aufbau des Re- 44 2.2 Subsysteme Verdichter Brennkammer Turbine Rekuperator Generator Abbildung 2.6 Schnitt durch die Hauptkomponenten der Turbec T100PH Mikrogasturbine (modifiziert aus [97]) kuperators und des Übergangs zur Brennkammer zu kennen. Die Luft wird dem Rekuperator durch einen Zugang zugeführt. Im Inneren wird die Luft auf zwei Bereiche aufgeteilt und dann durch zwei getrennte Abgänge vom Rekuperator um das Turbinengehäuse zur Brennkammer geführt (siehe Abb.2.6). Die Brennkammer wird wegen ihrer Form als „Topfbrennkammer“ bezeichnet. Die Luft strömt hier zunächst um das Flammrohr. Ein Großteil der Luft nimmt nicht an der Verbrennung teil, sondern wird direkt über Mischluftbohrungen am Flammrohr in die Brennkammer geleitet, wodurch die Temperatur der Verbrennungsabgase vor dem Eintritt in die Turbine abgesenkt wird. Bei dem originalen Turbec Brenner handelt es sich um einen mager vorgemischten Drallbrenner mit einer nicht vorgemischten Pilotstufe. Der Pilot wird zum Zünden der Anlage und während des Betriebs zur Stabilisierung verwendet. Im Volllastpunkt wird eine Turbineneintrittstemperatur von maximal 950 °C erreicht. In der Turbine werden die heißen Abgase dann auf nahezu Umgebungsdruck entspannt. Die Turbec regelt dabei auf eine konstante Turbinenaustrittstemperatur (TOT) von 645 °C. Im Rekuperator werden die Abgase schließlich auf 280 °C abgekühlt und dem Abgaswärmeüber- trager zugeführt. Der Generator ist ein Permanentmagnet-Generator. Für den Startvorgang kann er als elektrischer Starter eingesetzt werden und zieht dafür Strom aus dem Netz. Der hochfrequente Wechselstrom des Generators (2333Hz, 500V) wird zunächst gleichgerichtet und dann auf die gewünschte Netzspannung und Frequenz, in diesem Fall 50Hz und 400V, umgewandelt [97]. Die Spannung im Zwischenkreis der Leistungselektronik, dem sogenannten 45 2 Hybridkraftwerk PE DC Link, muss sich dabei in den Grenzen von 580-693VDC bewegen. Während transienter Manöver können kurze Überschreitungen auf bis zu 695VDC auftreten. Bei Erreichen der Grenzen kann die Steuerung die Werte durch Anpassen der elektrischen Leistung und der Drehzahl regulieren. 2.2.2 Brennstoffzelle 2.2.2.1 Theoretische Grundlagen zu Brennstoffzellen In Brennstoffzellen wird die chemisch gebundene Energie aus Brennstoff (z.B. Wasserstoff) und Oxidationsmittel (z.B. Sauerstoff) in elektrische Energie umgewandelt. Hierbei erfolgt die Umwandlung ohne Umweg über thermische oder mechanische Energie, wie dies z.B. in Mikrogasturbinen geschieht. In der Brennstoffzelle läuft dabei folgende allgemeine Reaktion ab [98]: H2 + 0, 5O2 ⇀↽ H2O (2.11) Es gibt verschiedene Arten von Brennstoffzellen. Diese werden nach der Art des Elektrolyten eingeteilt. Vom Material des Elektrolyten hängt zum einen ab, für welches Ion er durchlässig ist und zum anderen bei welcher Betriebstemperatur die Reaktion stattfinden kann. In Tabelle 2.1 sind daher einige Brennstoffzellentypen mit den dazugehörigen Elektrolyten und den erforderlichen Betriebstemperaturen aufgelistet. Bezeichnung Elektrolyt Betriebstemperatur Alkalische Brennstoffzelle Kaliumhydroxidlösung <80 °C (AFC) Polymerelectrolytbrennstoffzelle Polymermembran 10 - 120 °C (PEMFC) Direktmethanol Brennstoffzelle Polymermembran 50 - 120 °C (DMFC) Phosphorsäurebrennstoffzelle H3PO4 ∼ 200 °C (PAFC) Schmelzkarbonatbrennstoffzelle Alkali- ∼ 650 °C (MCFC) karbonatschmelzen Festoxidbrennstoffzelle (SOFC) Oxidkeramik 650 - 1000 °C Tabelle 2.1 Zusammenstellung und Eigenschaften verschiedener Brennstoffzellentypen (mo- difiziert aus [81]) 46 2.2 Subsysteme Für den Einsatz in einem Hybridkraftwerk mit direkter Kopplung im Hochdruckbereich eignet sich vor allem die Festoxidbrennstoffzelle (SOFC), die wegen ihrer hohen Betriebstem- peraturen auch als Hochtemperaturbrennstoffzelle bezeichnet wird. Die SOFC kann prinzipiell mit Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Methan betrieben werden [11]. Bei der Verwendung von Methan sollte jedoch der Brennstoffzelle ein Reformer vorgeschaltet sein, in dem die Dampfreformierung und die Wassergas-Shift Reaktion (Gl. 2.13) stattfindet [98], [99]: CH4 +H2O ⇀↽ 3H2 + CO (2.12) CO +H2O ⇀↽ H2 + CO2 (2.13) Die Dampfreformierung ist stark endotherm, während die Wassergas-Shift Reaktion exotherm ist. Die Reaktionen benötigen einen hohen Wasserdampfgehalt im Gas. Daher wird der Reformer üblicherweise in einen Rezirkulationskreis integriert, in dem ihm heißes Anodenabgas zugeführt wird. Die SOFC an sich ist prinzipiell aus 3 Schichten aufgebaut. Die Reformierung kann, je nach SOFC Typ auch innerhalb der Stacks ablaufen. Dies kann aber zu nicht erwünschten Kohlenstoffablagerungen führen. Die Anode und die Kathode werden durch den Elektrolyten voneinander getrennt, der unter Betriebstemperatur für Sauerstoffionen durchlässig ist. Dabei laufen folgende Reaktionen ab [98]: Anode : H2 +O2− ⇀↽ H2O + 2e− (2.14) Kathode : 0, 5O2 + 2e− ⇀↽ O2− (2.15) Für den Aufbau einer SOFC gibt es verschiedene Varianten. Für die mechanische Struktur muss eine der Lagen als Träger dienen. Dies kann sowohl die Anode, die Kathode als auch der Elektrolyt sein. Man spricht dann von anoden-, kathoden-, oder elektrolytgetragenen Zellen. Des Weiteren können die Lagen in verschiedenen Formen zusammengefügt werden. Die planare und die tubulare Form sind hierbei die am häufigsten eingesetzten Formen. Neben diesen zwei Hauptformen gab es aber auch Versuche zu Mischformen, wie z.B. das HPD5-R1-Design und das Delta8-Design von Siemens [14]. Bei der planaren Form sind die einzelnen Zellen zu einem Stack gestapelt. Vorteile sind hierbei eine sehr hohe Stromdichte in der Zelle und eine relativ kompakte Bauweise. Beim tubularen Design sind die Lagen zu Röhren geformt, die an einer Seite geschlossen sind. Mehrere Zellen werden zu einem Bündel zusammengefasst. Hierbei ist das einfachere Dichtungskonzept von Vorteil. Von den Mischformen hat sich bisher kein Design durchgesetzt. 47 2 Hybridkraftwerk 2.2.2.2 Siemens SOFC Reformer Luft Brennstoff Abgas interner Reformer Lufteinlassröhre tubulare SOFC Verbrennungszone interner Wärmeübertrager Ejektor Abbildung 2.7 Schema eines Siemens SOFC Systems (modifiziert aus [100]) Für die Kopplung im Hybridkraftwerk am DLR wurde eine Festoxidbrennstoffzelle der Firma Siemens mit tubularem Design ausgewählt. Die Größe der SOFC wurde mittels der in Kapitel 2.1 vorgestellten Kreislaufsimulationen von Panne et al. auf 1152 Zellen festgelegt. Die Zelle ist kathodengetragen, Anode und Elektrolyt sind in Form von dünnen Schichten auf die an einer Seite geschlossene Kathode aufgetragen [101]. Die Kathode besteht aus einem 2,2 cm dicken Lanthan Manganit basierten Rohr mit einer Wandstärke von 2,2mm und einer Länge von ca. 180 cm. Der Elektrolyt besteht aus einer 40µm dicken Schicht aus Zirkonia, das mit 10mol% Yttrium dotiert ist. Die Anode besteht aus einer ca. 100− 150µm dicken Schicht aus Nickel /Yttrium. Die Verbindungen zwischen den Zellen bestehen aus Lanthan Chromid. In Abbildung 2.7 ist ein vereinfachtes Schema der SOFC dargestellt. Die Luft wird zunächst durch einen internen Wärmeübertrager und an der Nachverbrennungszone vorbei geleitet, um sie vor Eintritt in die Zellen vorzuheizen. In den einzelnen Röhren wird die Luft mittels eines Aluminiumrohres (Lufteinlassröhre) bis zum geschlossenen Ende der Zelle geleitet und strömt von dort aus im Ringspalt zwischen Zuleitungsrohr und Zelle nach oben zum offenen Ende. Dies dient dazu, die frische Luft im Rohr durch die aufgeheizte Luft um das Rohr weiter zu erwärmen. Der Brennstoff wird zunächst in einem Reformer vorreformiert. Dann wird er zum Stack geleitet. Hier kann noch nicht umgesetztes Methan im internen Reformer umgesetzt werden. Der Brennstoff wird dann im Gleichstrom (am geschlossenen Ende der Luftröhre beginnend) um die Luftröhren geleitet. 50-90% des Brennstoffs werden für die elektrochemische Zellreaktion verwendet. Ein Teil des abgereicherten Brennstoffs wird über einen Ejektor rezirkuliert. Der Rest wird mit der abgereicherten Luft in einem katalytischen Nachbrenner umgesetzt. Die heißen Abgase werden wieder durch den internen Wärmeübertrager nach außen geleitet. Damit der Elektrolyt für das Ion durchlässig wird, muss die SOFC auf eine definierte Betriebs- 48 2.2 Subsysteme temperatur aufgeheizt werden. Aufgrund der Materialien sollte dabei eine Aufheizrate im Bereich von 5K/min-10K/min möglichst nicht überschritten werden [102, 103], da es sonst zu Materialdefekten und daraus folgend Undichtigkeiten kommen kann. Die Anodenseite muss beim Aufheizen ab einer Temperatur von ca. 300 °C mit Formiergas gespült werden [103]. Die gängige Mischung von Formiergas besteht aus 5-10Vol% Wasserstoff und Stickstoff und ist damit noch nicht als Brennstoff zu betrachten. Mit Hilfe des Formiergases wird sichergestellt, dass sich auf der Anodenseite kein Sauerstoff mehr befindet, da dieser durch Oxidation zu Schäden am Anodenmaterial führen kann. Des weiteren sollte zwischen der Anoden- und der Kathodenseite eine bestimmte Druckdifferenz nicht überschritten werden, um Materialdefekte zu vermeiden. Über die im Siemens System maximal zugelassene Druckdifferenz finden sich in der Literatur keine belastbaren Werte. In einem Hybridkraftwerk gibt es verschiedene Möglichkeiten für die Umsetzung des Rest- brennstoffs im Anodenabgas der SOFC. Zum einen kann dies in der Nachverbrennungszone des SOFC Systems erfolgen, zum anderen in der Brennkammer der MGT. Für den zweiten Fall muss jedoch der MGT Brenner derart angepasst werden, dass er sowohl mit reinem Erdgas als auch mit dem sehr niederkalorischen Abgas der SOFC verlässlich betrieben werden kann. Da die Nachverbrennung über den katalytischen Brenner im Siemens System ein wichtiges Bauteil zum Druckausgleich zwischen Anode und Kathode darstellt, sollte diese nicht durch einen kombinierten SOFC-Offgas / MGT Brenner ersetzt werden. Die Integration der Siemens SOFC sollte daher mit der Nachverbrennungszone und dem internen Wärmeübertrager erfolgen, wie im ausgewählten Kreislauf in Abbildung 2.2 dargestellt ist. 49 50 3 Experimenteller Aufbau und Messtechnik 3.1 MGT - Turbec T100PH Prüfstand 3.1.1 Aufbau und Instrumentierung Grundlage für die Untersuchung des Einflusses der Hybridkraftwerkskomponenten auf die Mikrogasturbine ist deren Charakterisierung in der Standardkonfiguration mittels des Turbec T100PH Prüfstands, dargestellt in Abbildung 3.1. Im Folgenden soll zunächst auf den Aufbau und die Instrumentierung dieses Prüfstands eingegangen werden. Die grundsätzliche Funkti- onsweise der Mikrogasturbine und der Aufbau wurden bereits in Kapitel 2.2.1.2 beschrieben. Für den Einsatz als Forschungsanlage am DLR wurden einige Modifikationen an der Turbec T100PH vorgenommen (siehe dazu auch Abbildung 3.2). Strömungsführung: Die Strömungsführung wurde für die Untersuchungen an mehreren Stellen verändert. Dabei ist zu beachten, dass diese Veränderungen einen zusätzlichen Druck- verlust einbringen. Nach dem Verdichter wurde ein Massenstrommessgerät zur Bestimmung des Luftmassenstroms implementiert. Zwischen Verdichterauslass und Messgerät wurde mit einem T-Stück ein Bleed-Air-Strang eingefügt. Dieser Strang ist direkt mit einem Kamin verbunden und dient zum Abblasen von Luft nach dem Verdichter, wodurch der Pumpgrenzabstand vergrößert werden kann. Rekuperator-Bypass-Klappe: Nach dem Abzweig zum Bleed-Air-Strang wurde eine Klappe (13 in Abbildung 3.2) integriert, mit welcher der Druckverlust zwischen Verdichter und Turbine variiert werden kann. Mit Hilfe der Klappe konnten amMGT Prüfstand bereits Untersuchungen zum Verhalten der MGT unter erhöhtem Druckverlust und die Vermessung der Pumpgrenze von Zanger et al. [93] durchgeführt werden. Powermodul: Das gesamte Powermodul (Einheit aus Generator, Verdichter, Turbine und Brennkammer) wurde so verdreht, dass die Topfbrennkammer horizontal nach außen steht 51 3 Experimenteller Aufbau und Messtechnik (siehe Abbildung 3.1). Diese Modifikation ermöglicht unter anderem die Anbindung des Interfaces zur Hybridkraftwerksversuchsanlage. Gehäuse: Das Gehäuse um das Powermodul und den Rekuperator wurde entfernt, um die Modifikationen an der Strömungsführung durchzuführen und eine bessere Zugänglichkeit zur Instrumentierung zu gewährleisten. Da damit jedoch auch die Kühlung des Öl- und Glykolkreises entfernt wurde, mussten zusätzliche Wasserkühler eingesetzt werden. Abbildung 3.1 Mikrogasturbine Turbec T100PH im Labor des DLR [104] Steuerung und Regelung: An der Steuerung und Regelung der Anlage wurden durch die Firma Turbec einige Modifikationen vorgenommen, die einen erweiterten Zugriff auf einzelne Funktionen und das Auslesen zusätzlicher Parameter erlauben. Als Basis diente eine modifizier- te 2007er-Version der Steuerung, die einen Booster verwendet. Der Booster ist ein Bauteil der Leistungselektronik, das den Betriebsbereich der Anlage vergrößert. Somit ist es möglich, die MGT in einem Drehzahlbereich von 75% bis 100% zu betreiben, was 52500 bis 70000 1/min entspricht. Ohne den Booster ist vor allem der untere Drehzahlbereich von 75% bis 80% nur eingeschränkt erreichbar. Neben der Vorgabe der gewünschten elektrischen Leistung (Power Reference) kann ein Drehzahllimit (Speed Reference) eingegeben werden. Wird das Limit für die elektrische Leistung auf das Maximum von 112 kW gesetzt und ein Limit für die Drehzahl von 75% bis 100% eingegeben, so fährt die Anlage im Drehzahlmodus. Wird für die Drehzahl das Maximum von 100% und für die elektrische Leistung ein Wert zwischen 25 kW und 100 kW eingegeben, so fährt die Anlage im Lastmodus. Dies ist wichtig, da sich die Modi in transienten Manövern unterscheiden. Des Weiteren kann die Turbinenaustrittstemperatur zwischen 360 °C und 655 °C frei eingestellt werden. In einer weiteren Modifikation der Steuerung durch die Firma Turbec wurde eine variable Einstellung des Gradienten für Lastwechsel ermöglicht. Für das Hybridkraftwerk ist hier vor allem die Verlangsamung der Lastwechsel von Bedeutung. 52 3.1 MGT - Turbec T100PH Prüfstand T, p G T, p 1 3 4 5 T, p 6 T, p T, p 7 T,p Brennstoff 8 9 T, p T, p T, p T, p T, p T, p T, p 2 m 10 T, p T, p Luft h m m 1 Verdichter 2 Turbine 3 Generator 4 Welle 5 Leistungselektronik 6 Rekuperator 7 MGT Brenner Abgas 11 Wassereinlass Wasserauslass 8 Pilot Ventil 9 Hauptventil 10 MGT Regelung 11 Abgaswärmeübertrager 12 Bleed-Air-Strang mit Ventil 13 Rekuperator Bypass Klappe 12 Bleed-Air T m T, p 13 . . . . Abbildung 3.2 Übersicht über die Instrumentierung des Mikrogasturbinenprüfstands (modifi- ziert aus [86]) Der Mikrogasturbinenprüfstand ist mit einer detaillierten Instrumentierung ausgestattet, die die Bestimmung aller relevanter Prozessparameter ermöglicht. In Abbildung 3.2 ist ein grobes Schema der Instrumentierung dargestellt. Dieses beinhaltet die Lage der wichtigsten Messstellen, zeigt jedoch nicht die Anzahl und genaue Anordnung der Sensoren im Prüfstand. Im Anhang A.1 findet sich in Abbildung A.1 ein Schema mit den in der vorliegenden Arbeit verwendeten Messstellen. Die Erfassung der digitalen und analogen Signale erfolgt über das Messdatenerfassungssystem „TopMessage“ der Firma Delphin Technology mit einer Aufnahme- frequenz von 2Hz. Es werden die Module ADVT, ADGT, IOIT, DIOT und AAST eingesetzt. Innerhalb eines Moduls erfolgt die Aktualisierung der Kanäle nicht parallel, sondern seriell. Dies bedeutet, dass es einen Zeitversatz zwischen den einzelnen Kanälen gibt, der aber im Bereich weniger Millisekunden liegt (siehe dazu auch AnhangA.5). Die Temperaturen werden an 76 Positionen mittels Thermoelementen des Typs K und N der Genauigkeitsklassen 1 und 2 erfasst. Der Massenstrom der Prozessluft wird mit einem „Endress + Hauser Promass 83F“ 53 3 Experimenteller Aufbau und Messtechnik Coriolis Messgerät mit einem Nenndurchmesser DN80 gemessen. Der Gesamtmassenstrom an Erdgas wird ebenfalls über ein „Endress + Hauser Promass 83F“ Coriolis Messgerät, jedoch mit einem Nenndurchmesser DN08, aufgenommen. Ein „Bronkhorst Cori-Flow“ Mas- sendurchflussmesser bestimmt den Erdgasmassenstrom zur Hauptstufe des MGT Brenners. Der Pilotmassenstrom wird nicht gemessen, sondern ergibt sich aus der Differenz von Gesamt- zu Hauptmassenstrom. Die Feuchtigkeit der Luft wird im Lufteinlasskanal über dem Kabinett vor dem Feinfilter mit einem „Newport Omega HX15“ Sensor gemessen. Zusätzlich können am Messdatenerfassungssystem über eine Modbus Verbindung 38 digitale und analoge Messgrößen der Turbec Steuerung ausgelesen werden. Eine Übersicht hierzu befindet sich ebenfalls in An- hang A.1. Die Drücke im System werden separat mit einem Druckscanner der Firma Esterline Pressure Systems gemessen. Der Umgebungsdruck wird über das „Netscanner Modell 9032“ erfasst. Die Drücke werden als Relativdruck zur Umgebung über Module des Typs „9116“ aufgenommen. Um die Zusammensetzung des Abgases zu bestimmen, ist am Austritt aus dem Rekuperator eine Messsonde angebracht, die mit einem „AO2000“ Abgasanalysesyste