Die Vorgabe der Bundesregierung, die Freisetzung von Kohlendioxid (CO2) in Deutschland bis zum Jahre 2005 um 25 Prozent gegenüber 1987 zu senken, erfordert außer sparsamerem Verbrauch auch eine effizientere Umwandlung von Energie – denn CO2-Emission und Wirkungsgrad eines Kraftwerks stehen in umgekehrtem Verhältnis (Bild 1 links). Mittlerweile erreichen Steinkohle-Kraftwerke im Leistungsbereich von etwa 700 Megawatt Spitzenwirkungsgrade von 46 Prozent, weitere Steigerungen um einige Prozent sind denkbar. Braunkohle wird bei derzeit in Bau befindlichen Kraftwerken Ostdeutschlands etwa gleicher Leistung wohl mit mehr als 40prozentigem Anlagenwirkungsgrad verstromt werden; und die Kombination von Gas- und Dampfturbinentechnik zum GUD-Kraftwerk soll nach Herstellerangaben 58 Prozent erlangen.

Weil aber bei jeder Verbrennung von Kohlenstoff zwangsläufig Kohlendioxid entsteht, sind auch neue Konzepte gefragt. Dazu zählt die Verschaltung von geeigneten Brennstoffzellen mit Wärmekraftmaschinen wie der Gasturbine, die eine deutliche Verminderung des CO2-Ausstoßes verspricht (Bild 1 rechts).

Theoretisch ließe sich mit einer wasserstoff-betriebenen Brennstoffzelle bei Umgebungstemperatur fast die gesamte Energie des Brennstoffs in Strom umwandeln. Verschiedene physikalische und chemische Hemmnisse sowie eine eventuell nötige vorgelagerte Brennstoff-aufbereitung – also die Oxidation des Kohlenstoffs im primären Energieträger durch Wasserdampf und unter Wärmezufuhr – setzen dem allerdings Grenzen. Weil bei Carbonatschmelze- und Oxidkeramik-Brennstoffzellen Betriebstemperaturen von etwas mehr als 600 beziehungsweise um 1000 Grad Celsius erforderlich sind, könnte sich der Gesamtwirkungsgrad eines damit bestückten Systems aber weiter steigern lassen, indem man die Abwärme ebenfalls zur Stromerzeugung nutzt.

Mittel- bis langfristig wird die Energiewirtschaft wohl weiterhin fossile Brennstoffe wie Kohle und Erdgas als Primärenergieträger verwenden; für den großtechnischen Einsatz von Brennstoffzellen-Kraftwerken eignen sich deshalb vor allem Hochtemperaturzellen wie solche mit Oxidkeramik als Elektrolyt (solid oxide fuel cell, SOFC), deren Abwärme unter anderem Brenngas in einer vorgeschalteten Reformierstrecke oder sogar in der Zelle selbst erzeugen könnte. Zudem vermögen sie außer Wasserstoff auch Kohlenmonoxid zu verstromen – beide Gase entstehen beispielsweise bei der Aufbereitung von Methan. Das aus dem Reformer kommende Brenngas läßt sich ohne weitere Oxidation des Monoxids zum Kohlendioxid der Zelle zuführen.

Bei derzeit bereits in der Erprobung befindlichen Phosphorsäure-Systemen mit ihrer niedrigeren Betriebstemperatur ist zwar auch der Einsatz von Erdgas vorgesehen, erfordert aber immer einen zusätzlichen externen Brenner zum Reformieren. Wegen der Kohlenmonoxid-Empfindlichkeit der Katalysatoren ist außerdem noch eine CO-CO2-Konvertierung erforderlich.

Ließe sich Wasserstoff kostengünstig herstellen, würde die Brennstoffaufbereitung allerdings überflüssig, und einfachere Anlagenkonzepte wären realisierbar. Die Brennstoffzelle sollte deshalb auch in sehr langfristigen Szenarien im Zusammenhang mit der Bereitstellung regenerativer Energie und deren Speicherung in Form von Wasserstoff gesehen werden.


Modellierung eines Kombikraftwerks

Um die Marktchancen eines solchen Systems mit wasserstoff-betriebenen oxidkeramischen Zellen gegenüber herkömmlichen zu erwägen, ist eine Abschätzung des Wirkungsgrades grundlegend. Dazu dient ein Modell, das eine Brennstoffzelle mit einer nachgeschalteten Carnot-Maschine, also einer reversibel arbeitenden Wärmekraftmaschine, koppelt. Die in der Zelle freigesetzte Wärme wird dann dem Carnot-Prozeß zugeführt; das mit Zellentemperatur austretende Abgas dient zum Aufheizen von Luft und Brennstoff auf Betriebstemperatur (Bild 2 links).

Entscheidend für diese Modellierung ist, daß die Reaktionen in der Zelle bei konstanter Temperatur ablaufen. Die freigesetzte Wärme steht also, anders als bei der der kühler werdenden Abgase, in immer gleicher Weise zur Verfügung – ideal für den angekoppelten Carnot-Prozeß. Es läßt sich zeigen, daß die von solchen Kombinationen im Idealfall leistbare Arbeit unabhängig vom thermodynamischen Zustand der Zelle gleich der freien Reaktionsenthalpie des Brennstoffs bei Umgebungstemperatur ist.

Der thermische Wirkungsgrad eines solchen Systems errechnet sich, wie bei Kraftwerken, als Verhältnis von tatsächlich geleisteter Arbeit zum Heizwert der zugeführten Primärenergieträger. Aus der Theorie ist zunächst nur die reversible Arbeit der Zelle und der Carnot-Maschine bekannt. Mit verschiedenen Annahmen für den Gütegrad, den Quotienten aus realer und theoretischer Arbeit, lassen sich nun Werte des Systemwirkungsgrads berechnen. Der Gütegrad des Wärmekraftprozesses selbst wird dabei zu 0,7 angenommen (demnach setzt eine solche Maschine 70 Prozent der möglichen in verfügbare Arbeit um); dies ist ein typischer Wert.

Bei allen realen Brennstoffzellen mit Wasserstoff als Brenngas steigt der Systemwirkungsgrad demnach mit wachsender Zellentemperatur bis zu einem Maximalwert und fällt dann langsam wieder ab (Bild 2 rechts); um das Maximum ist die Kurve relativ flach. Das spiegelt das Verhalten der beiden Systemkomponenten: Der Wirkungsgrad von reversiblen Wärmekraftmaschinen steigt mit zunehmender oberer Prozeßtemperatur zunächst stark und dann schwächer an; die untere Temperatur des Prozesses ist dabei die der Umgebung. Hingegen fällt der Wirkungsgrad einer reversiblen Brennstoffzelle fast linear mit der Zellentemperatur.

Bei Festoxid-Zellen mit Betriebstemperaturen von 950 bis 1000 Grad Celsius liegt der Gütegrad bei 0,8 bis 0,9. Um die Effizienz kombinierter Brennstoffzellen-Kraftwerke realistisch abzuschätzen, eignet sich der schlechtere untere Wert. Damit ergibt sich aus den Kurven der hervorragende Anlagenwirkungsgrad von etwa 80 Prozent.


Modellerweiterung um Reformer und Verdampfer

Die Brennstoffaufbereitung etwa von Erdgas beziehungsweise seinem Hauptbestandteil Methan reduziert den Wirkungsgrad allerdings. In einer erweiterten Modellierung kommen zwei weitere isotherme Wärmesenken hinzu, nämlich jene für die Erzeugung des Wasserdampfes und die Reformierung.

Um nun die Leistung des Gesamtsystems zu maximieren, werden zwei weitere Wärmekraftmaschinen zwischengeschaltet: Beide erhalten Wärme von den Brennstoffzellen und speisen ihre eigene Abwärme in die Reformier- beziehungsweise Verdampfungsstrecke ein.

Sofern keine integrierte Aufbereitung stattfinden soll, ersetzt man die entsprechende Maschine durch einen externen Brenner; allerdings mindert das die Gesamteffizienz. So bleibt der Systemwirkungsgrad von erdgasbefeuerten SOFC-Kombikraftwerken bei integrierter Reformierung unverändert, bei externer beträgt er nur etwa 70 Prozent.

Anlagenkonzeption

Zwar zeigt das Modell die thermodynamischen Zusammenhänge auf, bedarf aber für eine praktische Umsetzung der Konkretisierung. Dazu bietet sich die Kombination aus Oxidkeramik-Brennstoffzelle und Gasturbine mit Dampfeinblasung an (Bild 3 links).

Realisieren wir zunächst den Teilprozeß der Wärmeübertragung aus dem Zellen-Stack: Die mit einem Kompressor verdichtete Luft zum Betrieb der Zellen wird auf der Kathodenseite mit deren Abgasstrom zunächst auf eine Eintrittstemperatur von etwa 850 Grad Celsius vorgewärmt; dasselbe geschieht mit dem Brenngas auf der Anodenseite. Die beiden Abgasströme gelangen dann in einen Mischer und bilden gemeinsam mit dem im Abhitzekessel der Gasturbine erzeugten Dampf das Arbeitsmittel, das den Stack mittels eines integrierten Erhitzers kühlt. Es wird dann in der nachgeschalteten Gasturbine entspannt – verrichtet also mechanische Arbeit – und anschließend wieder in den Abhitzekessel zur weiteren Wärmenutzung geleitet. Bevor das Abgas die Anlage verläßt, gewinnt man das Kondensat wieder zurück; auch dessen Wärme läßt sich noch zum Heizen – etwa von Gewächshäusern – verwenden.

Das Schaltschema deutet schließlich einen Dampfteilstrom an, den man dem Brenngas der SOFC zugibt. Er wird für die Reformierung benötigt, wenn Erdgas als Brennstoff dient.

Es ergeben sich Systemwirkungsgrade für den SOFC-Gasturbinen-Prozeß zwischen 76 und knapp 78 Prozent (wieder bei Wasserstoffverbrennung im SOFC-Stack mit etwa 60 Prozent separatem Wirkungsgrad), je nach den Druckverhältnissen der Turbine (Bild 3 rechts); dabei ist die Betriebstemperatur der Brennstoffzellen ein Parameter. Ähnlich wie bei einer herkömmlichen Gasturbine liegt das Maximum bei einem Druckverhältnis von etwa 15. Steigende Betriebstemperaturen erhöhen den Wirkungsgrad insgesamt und verschieben das Maximum zu höheren Druckverhältnissen. Demnach läßt sich also schon mit diesem vergleichsweise einfachen anlagentechnischen Aufwand ein Wirkungsgrad von mehr als 75 Prozent erreichen. Das gilt auch noch bei interner Reformierung; der Prozeß ließe sich etwa durch eine Zwischenerhitzung bei der Gasturbine optimieren.

Die Planungsstudie eines 50-Megawatt-Kraftwerks belegt, daß dieses Konzept realisierbar ist. Der Platzbedarf entspricht dem heutiger GUD-Kraftwerke. Konservativen Raumabschätzungen nach ist das Bauvolumen des Stacks etwas größer als das der Gasturbine. Der leistungsbezogene Oberflächenbedarf des SOFC-Stacks wäre allerdings deutlich größer als die vergleichbare Heizfläche eines braunkohlebefeuerten Dampferzeugers, der gegenwärtig wohl die größte entsprechende Kraftwerkskomponente hat. Deshalb sind die Anforderungen an ein System, das Reaktionsgase gleichmäßig über die Oberfläche verteilt, höher. Abschätzungen der Stack-Investitionskosten ergaben 1000 Mark pro Kilowatt als obere vertretbare Grenze.

Bedeutsam für den Betreiber ist die Standzeit von Kraftwerkskomponenten. Laborergebnisse verschiedener Hersteller von oxidkeramischen Zellen wie Dornier oder Westinghouse weisen bereits 18000 bis 50000 Betriebsstunden nach. Auch das An- und Abfahren der Anlagen ist Gegenstand verschiedener Untersuchungen, die unterschiedliche Umschließungskonstruktionen aus metallischen und keramischen Werkstoffen zur Aufnahme thermisch bedingter Material-spannungen vorsehen. Eine entsprechende Versuchsanlage mit Metallhülle haben wir vor einiger Zeit an der Fachhochschule Hamburg in Betrieb genommen.

Der nächste Schritt auf dem Weg zum SOFC-Gasturbinen-Kraftwerk, an dem alle namhaften Hersteller arbeiten, ist der Bau kleinerer Blockheizkraftwerke ohne nachgeschaltete Wärmekraftmaschine. Experimentelle Anlagen des amerikanischen Unternehmens Westinghouse erreichen 25 Kilowatt; die geplanten Prototypen sollen bis zu 100 Kilowatt Leistung haben und damit bereits dem kommerziell interessanten Bereich nahekommen. Damit ließen sich auch schon Erfahrungen für die Verwendung von Erdgas und später von Kohlegas in künftigen SOFC-Gasturbinen-Kraftwerken gewinnen.


Aus: Spektrum der Wissenschaft 7 / 1995, Seite 107
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