getriebefreie kleindampfturbine - vgb

Abstract

Small Steam Turbine without Gear-BoxIncrease in Efficiency at Part Load

through Variable Speed

Climate and environmental protection arethe hot topics of recent years. One answer forreducing CO2 emissions is the use of biomass.The most technically-mature option for itsuse is combustion with the generation of hotsteam. The steam is expanded in a steamturbine, converting the thermal energy in thesteam into electricity. The exhaust steam canthen be used for heating purposes. Becausebiomass is produced decentrally and is lessplentiful than fossil fuels, only small cogenera-tion plants make sense for use with this typeof fuel.

Because low-output steam turbines are oper-ated at high speeds, they require large gear-boxes if they are to be connected to a genera-tor for the production of electricity. Thesegearboxes are expensive and require signifi-cant amounts of oil. Through the use of mod-ern frequency converters, the turbine can bedirectly coupled to the generator for high-speed operation. The generator is then oper-ated at the same speed as the turbine, and afrequency converter converts the high-fre-quency electricity thus generated to 50 Hz. Asthe frequency converter has a very wide rangewith respect to the input frequency of theelectricity, the turbine-generator can be oper-ated independent of the grid conditions andthe speed adapted to the output of the tur-bine. Functioning of such a system wasdemonstrated at the Dresden-Reick cogenera-tion plant, where a small, novel 500 kW turbinewas installed in place of a steam reducingvalve. This project showed that turbine effi-ciency increases if speed at partial load is re-duced. A logarithmic function describes therelationship between output and speed. Theefficiency improvement is clearly apparentfrom 70 % partial load. Proven fuel savings ofup to 10 % were achieved with the prototypeturbine.

1 Dr. Jens Hampel ist anlässlich des VGB-Kon-gresses „Kraftwerke 2007“ mit dem „Hein-rich-Mandel-Preis für Kraftwerkstechnik“ fürseine Arbeit „Entwicklung eines Turbogene-rators mit mechatronischer Netzkopplungzur Wirkungsgraderhöhung kleiner Dampf-turbinen“ ausgezeichnet worden.

Test bed operation at the cogeneration plantidentified the primary tasks for series develop-ment. In particular, the electrical componentsof the unit must be refined to achieve suffi-cient efficiency and reliability. The first twohigh-speed turbine-generators with a ratedoutput of 250 kW have since been sold.

Einleitung

Zu den aktuellen Zielen der globalen Ener-giepolitik zählen die Verminderung der CO2-Emissionen und die Schonung vorhandener,endlicher Primärenergiequellen. Hierzu sindvorhandene Energieressourcen so effizientwie möglich zu nutzen und der Einsatzregenerativer Energiequellen in geeignetemMaße zu forcieren. Eine anerkannt effizienteMöglichkeit ist die Kraft-Wärme-Kopplung(KWK), deren Ausbau momentan ökonomi-sche Hemmnisse entgegenstehen. Der hohetechnische Standard führt besonders imkleinen Leistungsbereich zu vergleichsweisehohen Investitionskosten.

Regenerative und fossile Energieträger effizi-ent zu nutzen, ist daher das Ziel in Forschungund Entwicklung. Die technisch ausgereif-teste Möglichkeit der energetischen Nutzungvon Biomasse ist der Dampfkreisprozessmit Elektroenergie- und Wärmeerzeugung.Dampfturbinenanlagen werden in der Regelals Megawatt-Anlagen in größeren Leis-

tungseinheiten ausgeführt. Ursache hierfürsind die hohen spezifischen Investitions-kosten [1], die mit steigender Leistung sin-ken. Häufig sind jedoch Brennstoffangebot(bei regenerativen Energieträger) und/oderWärme- und Strombedarf zu gering, um An-lagen > 1 MW (elektrisch) wirtschaftlich zubetreiben.

Ebenso gibt es Anlagen, die Prozessdampferzeugen, der lediglich zu Heizzwecken ge-nutzt wird. Das Druckpotential des Dampfeswird ohne dessen Nutzung gedrosselt. Hierkann das Drosselventil durch eine Dampftur-bine ersetzt werden, sodass eine vorteilhafteKWK-Anlage entsteht, welche die vorhande-ne Energie viel besser ausnutzt. Häufig erge-ben sich auch hier Leistungen unterhalb von1 MW (elektrisch).

Vielversprechend ist somit der Ansatz einerkompakten und kostengünstigen Anlage miteiner elektrischen Leistung von rund 500 kW.Kleine Leistungen bedeuten im Turbinenbaugroße Drehzahlen. Die zur Übersetzung aufNetzfrequenz notwendigen mechanischenGetriebe führen zu hohen Kosten und einerstarren Kopplung der Maschine an das elek-trische Netz. Dem gegenüber gibt es seitJahren Entwicklungen im Bereich der Fre-quenzumrichtertechnik hin zu höheren Leis-tungen bei gleichzeitig sinkenden Kos-ten.Daher ist es naheliegend, die Übersetzungder Maschinen- auf die Netzfrequenz nicht

VGB PowerTech 4/2008 75

Getriebefreie Kleindampfturbine

Dr.-Ing. Jens Hampel1

Gruppenleiter Konstruktion,Produktentwicklung Industriedampfturbine,Siemens AG, Sector Energy,Görlitz/Deutschland.

AutorAutor

Getriebefreie KleindampfturbineWirkungsgradsteigerung bei Teillast durch variable Drehzahl

Konventionelles Anlagenschema

Dam

pf

Elek

trisc

he N

etz

Neue innovative Lösung

Turbine

Turbine Generator Frequenzumrichter

Getriebe Generator

f = 50 Hz = konst.

f = n * p = var.

n = variabel

n = konst.

GRGR … Gleichrichter

WR … Wechselrichter ZK … Zwischenkreis

ZK WR

=

=~

~

G

G

Bild 1. Gegenüberstellung Standardkonfiguration vs. direktbetriebenem drehzahlvariablemDampfturbogenerator.

075-080_PT4_08.qxd 15.04.2008 11:51 Uhr Seite 75

mechanisch, sondern elektronisch zu realisie-ren und dabei entstehende Vorteile zu nutzen( B i l d 1 ).

Gemeinsam mit den Industriepartnern PillerPower Systems GmbH, Osterode, AG Kühn-le, Kopp & Kausch, Frankenthal (seit No-vember 2006 Siemens TurbomachineryEquipment GmbH), und den DREWAGStadtwerken Dresden GmbH wurde im Zeit-raum von 2001 bis 2005 an der TU Dresdenein Forschungs- und Entwicklungsprojekt be-arbeitet, das zum Ziel hatte, eine drehzahl-variable Kleindampfturbine mit mechatroni-scher Kopplung an das elektrische Netz zuentwickeln, in einer Versuchsanlage zu de-monstrieren und zu testen. Während das Prin-zip des lastabhängigen, drehzahlvariablenBetriebs bei anderen Energiemaschinen, wiez. B. Mikrogasturbinen [2] und Verbren-nungsmotoren [3] bereits ausgeführt wird,gab es bislang noch keine Anwendung aufDampfturbinenanlagen. Das Projekt wurdemaßgeblich durch die Deutsche Bundesstif-tung Umwelt unter dem Aktenzeichen 19501und den DREWAG-Innovationsfonds geför-dert.

Einfluss der Drehzahl auf Verlusteund Wirkungsgrade einer einstufigen

Dampfturbinenanlage kleinerLeistung

Durch den in Bild 1 dargestellten Aufbaueiner Dampfturbinenanlage ergibt sich eineEntkopplung der Maschinendrehzahl vomelektrischen Netz. Im Vergleich zu dem mitfestem Übersetzungsverhältnis arbeitendenmechanischen Getriebe arbeitet der Frequenz-umrichter quasi als stufenloser Frequenz-wandler und ermöglicht es, die Drehzahl derrotierenden Maschine in Grenzen frei einzu-stellen. Es stellt sich daher die Frage, wiedieser Freiheitsgrad optimal ausgenutzt wer-den kann. Hierzu einige theoretische Über-legung aus [4].

Wichtige Kenngrößen zur Beschreibung derEnergieumwandlung in einer Dampfturbi-nenstufe (siehe auch [5 bis 7]) sind:

das Stufenenthalpiegefälle

c2��hs = ––– (1)2

c� = isentrope Leitgitterabström-geschwindigkeit

die Laufzahl

u � · Dm · n� = –– = –––––––– (2)

c� ��2 ·�hs

u = UmfangsgeschwindigkeitDm = mittlerer Stufendurchmessern = Drehzahl

die Druckzahl

2 �hs 1 = ––––– = –– (3)

u22 �2

� = Laufzahl

Die Anströmung des Laufschaufelprofils istvon entscheidender Bedeutung für die Ener-gieumwandlung in einer Turbinenstufe [4].In B i l d 2 sind die Geschwindigkeitsdrei-ecke am Leitgitteraustritt bzw. Laufgitterein-tritt für drei theoretische Fälle skizziert. Esist erkennbar, dass bei Teillast und konstanterDrehzahl der Anströmwinkel �1 vom vorge-gebenen Profilanströmwinkel �1* abweicht,was zu zusätzlichen Verlusten führt. DerUmfangswirkungsgrad der Stufe, der dieStrömungsverlusteund damit Qualitätder Energieübertra-gung vom Dampf andie Laufschaufel wie-dergibt, sinkt demzu-folge (in Bild 2 sche-matisch dargestellt).Um den Auslegungs-wirkungsgrad beizu-behalten, muss dieDrehzahl so ange-passt werden, dass ein

zum Volllastgeschwindigkeitsdreieck ähn-liches Teillastgeschwindigkeitsdreieck ent-steht. Das tritt immer dann ein, wenn der Be-trieb mit nahezu konstanter Laufzahl � er-folgt.

Im Teillastbetrieb sinkt das Stufenenthalpie-gefälle. B i l d 3 zeigt den Verlauf des Um-fangswirkungsgrades über der Drehzahl fürverschiedene Laststufen. Die Ergebnisse derBilder 2 und 3 basieren hierbei auf fiktivenWerten für die Gitterwirkungsgrade /(/) unddem Leitgitterabströmwinkel �1 (93 % bzw.20°). Der Bezug auf das isentrope Enthalpie-gefälle ist insofern sinnvoll, als diese Kenn-größe proportional der Leistung ist, aller-dings die nachfolgenden Verluste noch nichtimpliziert. Deutlich erkennbar ist die Verrin-gerung der Drehzahl für den maximalen Um-fangswirkungsgrad bei sinkendem Stufen-enthalpiegefälle.

Um für den Anlagenbetrieb die optimaleDrehzahl zu ermitteln, sind die Abhängigkei-ten der Verluste bei der Energieumwandlungvon der Dampfzufuhr bis zum elektrischenNetz zu betrachten. In T a b e l l e 1 sind dieeinzelnen Verlustgrößen und deren Beein-flussung durch die Drehzahl aufgeführt.

Die Strömungsverluste werden mit demvorab genannten Umfangswirkungsgrad be-schrieben (Tabelle 1). Alle weiteren Verlustehaben über dem gesamten Drehzahlbereicheine gleichbleibende Tendenz und führen zueiner Verschiebung der optimalen Drehzahl.

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Tabelle 1. Drehzahlabhängigkeit der Turbinenanlagenverluste [4].

Verlustmechanismus Drehzahlabhängigkeit

Drosselverlust Kein direkter Einfluss

Strömungsverluste Parabel mit Optimum = f (n bzw. u)

Spalt-, Radreibungs-, Mit Drehzahl steigend

Ventilations- und

Feuchteverluste

Mechanische Verluste Mit Drehzahl steigend

Elektrische Verluste Generator: mit Drehzahl steigend

Frequenzumrichter:

mit Drehzahl sinkend

A B C

b1b1

b1

b1 = b1*

b1* b1* b1*

b1 > b1* b1 = b1*

AuslegungTeillast, n = nAusl Teillast, n = nopt

W1

W1W1

U

U

U

C1 C1 C1

A B

C

Laufzahl n

hU

Bild 2. Vergleich Geschwindigkeitsdreiecke und Umfangswirkungsgrad bei Voll- und Teillast mit konstanter und variabler Drehzahl.

075-080_PT4_08.qxd 15.04.2008 11:51 Uhr Seite 76

Alle „inneren“ Verluste (Strömungs-, Spalt-,Radreibungs-, Ventilations- und Feuchtever-luste) sind im inneren Turbinenwirkungs-grad berücksichtigt, mit dem die abgegebenemechanische Leistung einer Turbinenstufebestimmbar ist. Die mechanischen und elek-trischen Verluste entstehen ebenso wie dieDrosselverluste an den peripheren Anlagen-komponenten und sind somit äußere Ver-luste, die in Verbindung mit den innerenVerlusten den Anlagenwirkungsgrad bestim-men.

Für eine vorgegebene Anlage kann die opti-male Drehzahl rechnerisch ermittelt werden[4]. In B i l d 4 ist der berechnete Verlaufdargestellt, wobei der Kurvenverlauf hier-bei durch eine logarithmische Funktion be-schreibbar ist, die allgemein wie folgt lautet:

nSoll(P) P––––––––– = A · ln ––––– + B (4)nSoll (PNenn)

�PNenn �

Der Koeffizient A spiegelt die Eigenschaftender Turbine, insbesondere die einzelnen Wir-kungsgrade, wider. Im Beispiel der nachfol-

gend beschriebenen Versuchsanlage ergabsich A zu 0,19.

Weil der Logarithmus von 1 den Wert 0 an-nimmt, entspricht B dem Wert der Drehzahlbei 100 % Last. Er muss unter der Voraus-setzung einer optimalen Auslegung deshalbzwangsläufig relativ zur Auslegungsdrehzahlden Wert 1 (100 %) haben. Verschiebt sichdie optimale Drehzahl im Auslegungspunkt,wie das bei veränderten Dampfparameternder Fall ist, muss zwangsläufig der ParameterB entsprechend ungleich 1 sein.

Wird die Anlage entsprechend dieser Überle-gungen drehzahlvariabel in ihrem Optimumbetrieben, erreicht die Turbine die in B i l d 5ausgewiesenen Wirkungsgradvorteile beiTeillast. Es ist zu erkennen, dass die betrach-tete Turbine einen für einstufige Turbinentypischen niedrigen inneren Wirkungsgradvon weniger als 70 % im Auslegungsfall auf-weist. Darüber hinaus ist der Verlauf desWirkungsgradoptimums sehr flach. Ursachehierfür ist unter anderem ein Schaufeldesign,das bei drehzahlkonstantem Betrieb auch imTeillastbetrieb geringe/vertretbare Verluste

aufweist. Deshalb sind die Effekte des dreh-zahlvariablen Betriebes erst unterhalb von70 % Leistung erreichbar. Teillasten bis 30 %sind allerdings für kleine Anlagen kein Pro-blem und keine Seltenheit, sodass für denBereich von 30 bis 70 % Last erkennbareWirkungsgradsteigerungen vorhanden sind.Weil die Turbine nun in jedem Lastfall inihrem Optimum betrieben werden kann, sindOptimierungen am Schaufeldesign mit höhe-rem Auslegungswirkungsgrad denkbar undvorteilhaft.

Entwicklung, Bau und Errichtungeiner Prototypanlage

Ziele experimenteller Untersuchungen aneinem ersten Funktionsmuster waren:

– Demonstration des Prinzips des direkt ge-koppelten Turbogenerators,

– ausführliche Tests der neuen Anlagenkon-figuration,

– Ermittlung eines Drehzahl-Leistungs-Kennfeldes zur Bestimmung der Kennlinieder optimalen Drehzahl.

In universitärer Umgebung stand hierfürkein geeignetes Versuchsfeld zur Verfügung.Aufgrund der Unterstützung des Projektesdurch den kommunalen Energieversorger,die DREWAG Stadtwerke Dresden GmbH,konnte die neue Anlage in ein bestehendesHeizwerk der Stadtwerke integriert werden.Es sei an dieser Stelle darauf verwiesen, dassDREWAG durch den Innovationsfonds Ent-wicklungen fördert, die sich der effizientenund ökologisch vertretbaren Energiebereit-stellung widmen.

Die vorhandene Anlage legt die physikalisch-technischen Randbedingungen für die Tur-bine fest. Zur Verfügung steht überhitzterDampf, die Parameter auf der Gegendruck-seite werden durch die geforderten Heiznetz-parameter definiert. Die Grädigkeit des Heiz-kondensators bewegt sich in einem Bereich



100 % ΔhS,0

80 % ΔhS,0

60 % ΔhS,0

40 % ΔhS,0

20 % ΔhS,0

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Umfa

ngsw

irkun

gsgr

ad in

ηu

%

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Drehzahl n/n0 in %

Umfangswirkungsgrad bei variabler Drehzahl

Bild 3. Drehzahlabhängigkeit des Umfangswirkungsgrades bei verschiedenen Leistungen.

110

100

90

80

70

60

50

optim

ale

Dreh

zahl

N /

N Nenn

in %

1 - Nopt bzgl. ηu

2 - Nopt bzgl. ηi

3 - Nopt bzgl. ηel, DTA

0 20

2

3

1

40 8060 100 120(Soll-) Leistung in %

Bild 4. Optimale Drehzahl als Funktion der Leistung.

70

65

60

55

50

45

40

0 20 40 8060 100

30

25

20

15

10

5

0

Innere

r T

urb

inenw

irkung

sg

rad

in %

Wirkung

sg

rad

ste

igeru

ng

in %

(Soll-) Leistung in %

Δhi (rel.)hi (nOpt)

hi (nNenn)

Bild 5. Wirkungsgradvorteil drehzahlvariabler Betriebsführung amBeispiel des inneren Turbinenwirkungsgrades.

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von 15 bis 20 K. Die Heißwassertemperaturam Austritt wird in Abhängigkeit vom Wär-mebedarf im Fernwärmenetz in einem Be-reich von 110 bis max. 140 °C variiert. Hier-aus ergibt sich der Bereich des Abdampf-druckes ( T a b e l l e 2 ).

Die neue Anlagentechnik besteht im Wesent-lichen aus den drei Komponenten Dampf-turbine, Generator und Frequenzumrichter(Bild 1). Die Turbine und der Generator bil-den eine Einheit. Die Besonderheit einstufi-ger Turbinen ist die Möglichkeit der fliegen-den Lagerung. Dabei ist das Turbinenlaufradnicht zwischen den Lagern angeordnet, son-dern an einem freien Wellenende. DieserAufbau ermöglicht eine einfache direkteKopplung mit dem Generator, weil dadurchdie Turbine komplett an einem Wellenendedes Generators angebracht werden kann. ImFalle des in diesem Projekt entwickelten Pro-totyps mit der Bezeichnung SPM 20.500(Speed Power Module, 20 000 min–1, 500 kW)wurde hierfür eine vertikale Ausrichtung derWelle gewählt. Der Aufbau des Turbogene-rators ist in B i l d 6 im Einzelnen dargestellt.

Die Auswahl undAuslegung der Turbi-ne erfolgte auf Basisder thermodynami-schen Randbedingun-gen durch den Tur-binenhersteller. Weileines der Hauptzieledie Senkung der Inve-

stitionskosten war, wurde hier die kosten-günstigste Bauform, eine einstufige (axiale) Laval-Turbine, gewählt. Bei der ausgeführtenTurbine handelt es sich um eine den thermo-dynamischen Randbedingungen angepassteTurbine der Baureihe AFA3,5 aus dem Standardportfolio. Die Nenndrehzahl von 20 000 min–1 ergab sich aus den thermodyna-mischen Randbedingungen (Tabelle 2) beigleichzeitiger Beachtung der mechanischenund rotordynamischen Grenzen aus der Ent-wicklungsarbeit der beiden IndustriepartnerAG KK&K und Piller.

Die Drehzahl konventioneller Generatorenbeträgt 1500 oder 3000 min–1. Durch die an-gestrebte direkte Kopplung von Turbine undGenerator muss für den Generator eine deut-lich höhere Drehzahl realisiert werden. Hier-für war die Entwicklung eines neuen Genera-torkonzeptes notwendig. Um eine größtmög-liche Kompaktheit der Anlage zu erzielen, isteine vertikale Ausrichtung des Turbogenera-tors gewählt worden (Bild 6). Der Generatorselbst ist ein permanent erregter Synchron-generator. Für die radiale Lagerung der Wel-

le wurde eine klassische Lösung mit öldunst-geschmierten Spindellagern gewählt. ZurAufnahme der Axialkräfte, die aus den Strö-mungskräften und der Gewichtskraft des Ro-tors resultieren, wurde am oberen Wellen-ende ein passives Axialmagnetlager konzi-piert, zu dem es inzwischen eine aktive gere-gelte Alternativlösung gibt. In dieser Kon-stellation ist die Turbine unterhalb des Gene-rators angeordnet. Der Rotor befindet sich inallen Betriebszuständen in der Schwebe zwi-schen den Anstreifpunkten in den Radial-lagern. Zur Verhinderung des mechanischenAnstreifens wurde am unteren Radiallagerein Positionsgeber integriert, der die Bewe-gung der Welle überwacht. Im Gegensatz zuklassischen Axiallagern bewegt sich der Ro-tor in axialer Richtung in Abhängigkeit vonden angreifenden Kräften. Die Rückstellkraftdes Magnetlagers ist wegabhängig.

Die Nennfrequenz des vierpoligen Synchron-generators beträgt entsprechend der Nenn-drehzahl 667 Hz. Für die Einspeisung insNetz und damit die netzseitige Belastung desGenerators war somit ein Frequenzumrichtererforderlich. Hierfür wurde ein Aufbau mitGleich- und Wechselrichter sowie einemPhasendrosselschrank gemäß B i l d 7 er-richtet. Diese Konfiguration mit einemGleichspannungszwischenkreis ergibt eineEntkopplung der Stromerzeugung vom elek-trischen Netz bezüglich der Frequenz. Füreine akzeptable Kosten-Nutzen-Bilanz ist andieser Stelle auf bewährte Technik zurück-gegriffen worden, sodass zwei sogenannte„PowerFormer400“ [8] zum Einsatz kamen.Sie sind für eine maximale Belastung vonrund 400 kW ausgelegt, sodass hiermit eineEinschränkung des Lastbereiches des Proto-typs in Kauf genommen wurde. Die komplet-te Auslegung der Anlage auf 500 kW hättefolgende zwei Nachteile aufgewiesen:

– sehr hoher Entwicklungsaufwand, weil dievorhandene Technik ausgereizt ist unddeshalb alle Baugruppen in ihrer Ausle-gung überarbeitet werden müssen, wenndie gleichen Grundprinzipien zur Anwen-dung kommen,

– deutlich höhere Projektgesamtkosten.

Mit der vorhandenen Technik konnte der Fo-kus auf die Entwicklung des Turbogeneratorsals erster Schritt der Entwicklung gelegt wer-den. Vorrangiges Ziel war der prinzipielleNachweis der Funktion des Gesamtsystemsunter Nutzung der neuen Regelalgorithmen.Die notwendigen Entwicklungsarbeiten zurAnpassung des bestehenden Umrichterkon-zeptes wurden im Projekt an der ProfessurLeistungselektronik des ElektrotechnischenInstitutes der TU Dresden durchgeführt.

Die Versuchsanlage ist mit entsprechenderMess- und Auswertetechnik ausgerüstet wor-den. Detaillierte Angaben hierzu und zur Re-gelung der Anlage finden sich in [4].



Passives Axialmagnetlager

Radiallager B-Seite

Generator-Ständer

Generator-Rotor

Luft-/Wasserkühler

Radiallager A-Seite

Dampfeintritt

Turbinenlaufrad

Dampfaustritt

Bild 6. Ansicht des Turbogenerators im Versuchsfeld und Schnittbild schematisch.

Tabelle 2. Vorhandene Dampfparameter im Heizwerk Dresden-Reick.

Parameter Nennwert Bereich

Frischdampfdruck pFD barA 17,5 16,8 bis 17,6

Frischdampftemperatur TFD °C 235 210 bis 235

Abdampfdruck pAD barA 2,7 1,5 bis 4,5

Dampfmassenstrom mFD t/h 2 � 25 0 bis 50

L1

R8 BRU 20 Netzstromrichter

R8 BRU 10 Maschinenstromrichter

R8 BRU 10 Drossel- schrank

PMSM ˜

R8 BRU 10 GH001 Bremswiderstand

L2L3PEN

Bild 7. Baugruppenübersicht des Frequenzumrichters [8].

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Experimentelle Untersuchung ander drehzahlvariablen Dampf-

turbinenanlage

An der beschriebenen Versuchsanlage wur-den Untersuchungen zum Drehzahl-Leis-tungs-Verhalten des neuen Anlagenkonzep-tes durchgeführt. Vorrangiges Ziel war dieErmittlung eines Wirkungsgradkennfeldes inAbhängigkeit von Leistung und Drehzahl zurErmittlung der lastabhängigen optimalenDrehzahl und dem Vergleich mit den theore-tischen Überlegungen. Ein Vergleich der Er-gebnisse bei optimaler und bei Nenndrehzahlsoll zeigen, welche Verbesserungen durchden drehzahlvariablen Betrieb erzielt werdenkönnen.

Für den Betrieb des Prototyps waren nachfol-gende Einschränkungen zu berücksichtigen,die sich aus der Konfiguration der Versuchs-anlage ergaben.

– Der zulässige Drehzahlbetriebsbereich fürdiesen Turbogenerator beträgt 16 000 bis20 000 min–1. Die Begrenzung beruht aufder Rotordynamik des Turbinenläufers.

– Die Leistung des Umrichters ist aufgrundder verwendeten Komponenten auf 400kW begrenzt.

– Oberhalb von 300 kW steht aufgrund desKennfeldes des Umrichters nicht mehr dergesamte Drehzahlbereich zur Verfügung.Versuche mit höheren Leistungen warendeshalb nicht sinnvoll, sodass sich dieUntersuchungen auf einen Teillastbereichvon = 60 % der Turbinennennleistung(500 kW) beschränkten. In diesem Bereichwaren jedoch die größten Effekte zu er-warten.

In [4] sind die Randbedingungen zu denMessungen detailliert beschrieben. Es wurdeeine Vielzahl von Messungen durchgeführtmit dem Ziel, eine zuverlässige Datenbasisfür die Auswertung zu erreichen. Das Ver-

suchsprogramm musste hierbei stets an dasaktuelle Betriebsregime des Heizkraftwerkesangepasst werden, weil dessen primäre Auf-gabe die Spitzenlastabdeckung der Heizwär-meversorgung der Stadt Dresden ist. Hierausergab sich eine starke Abhängigkeit des Ver-suchsbetriebes von der Außentemperatur.

Es wurden systematische Kennfeldversuchebezüglich Leistung und Drehzahl durchge-führt. Die Messwerte der Anlage sind erfasstund anschließend ausgewertet worden. ImMittelpunkt stand hierbei die Frage nach derDrehzahl, bei der die Turbine und die Ge-samtanlage ihren jeweils höchsten Wirkungs-grad erreichen, wenn die Leistung vorgege-ben ist. Diese Drehzahl wird als optimaleDrehzahl bezeichnet und soll gemäß den vor-angegangenen Untersuchungen bei Teillastdeutlich kleiner sein als die Nenndrehzahl.Das Ergebnis dieser Auswertungen ist derVerlauf der optimalen Drehzahl über der Leis-tung ( B i l d 8 ). Dabei sind gleichzeitig dietheoretisch vorausberechnete Kurve und dieanlagenspezifische Drehzahlgrenzkurve dar-gestellt. Die ermittelte Funktion (Mittelwerteder Messungen bei verschiedenen Gegen-drücken) zeigt abweichend von der Theoriekleinere Drehzahlen, der prinzipielle Kurven-verlauf wird jedoch bestätigt. Die Abwei-chung der experimentellen Ergebnisse kannhierbei auf drei wesentliche Einflussfaktorenzurückgeführt werden.

– Flacher Verlauf des Drehzahloptimums,

– Messfehler,

– reales Drehzahloptimum bei Nennleistungkleiner als Nenndrehzahl.

Die Messfehler und der flache Verlauf desOptimums ergeben zusammen einen großenDrehzahlbereich, in dem das experimentellermittelte Optimum liegen kann. Für die hieruntersuchte Anlage erstreckt sich dies ineinem Bereich von bis zu 1000 min–1. DieAbweichung hin zu kleineren Drehzahlen



20 000

19 500

19 000

18 500

18 000

17 500

17 000

16 500

16 000

15 000

optim

ale

Dreh

zahl

[min

-1]

0 50 100 200150 250 350300 400Leistung PZK in kW

N_Min

Theorie

Mittelwert Messungen

Bild 8. Ermittlung der optimalen Drehzahl und Vergleich mit der Theorie.

200 300 400Leistung PZK in kW

450

400

350

300

250

200

150

mBr

in k

g

12

10

8

6

4

2

0

Δm

Br in

%

60

55

50

45

40

35

300 100 200 300 400

Leistung PZK in kW0 100

7

6

5

4

3

2

1

Δη

i,DT

in %

ηi,D

T in

%

Opt. Drehzahl

Innerer Turbinenwirkungsgrad Brennstoffverbrauch im Vergleich am Beispiel Erdgas

Opt. Drehzahl

Brennstoffeinsparung

NenndrehzahlNenndrehzahl

Wirkungsgradsteigerung

Bild 9. Potenziale drehzahlvariabler Betriebsführung am Beispiel.

075-080_PT4_08.qxd 15.04.2008 11:51 Uhr Seite 79

weist zusätzlich darauf hin, dass das Dreh-zahloptimum bei Nennleistung unterhalbder Nenndrehzahl liegt.

Interessant ist neben dem Verlauf der opti-malen Drehzahl der erzielte Effekt der Dreh-zahlanpassung. Die beschriebene Anlagen-konfiguration kann bei Teillast mit variablerDrehzahl betrieben werden, was natürlichauch den Betrieb bei Nenndrehzahl ein-schließt. Die Nutzung der Drehzahlvaria-bilität ist somit ein zusätzlicher Bonus. InB i l d 9 ist eine Gegenüberstellung der Er-gebnisse für die konstante und die variableBetriebsdrehzahl am Beispiel des innerenTurbinenwirkungsgrades und des Brennstoff-verbrauchs für Erdgas zu sehen. Deutlich er-kennbar sind die Verbesserungen, wenn dieDrehzahl der Last optimal angepasst wird.Die Vergleiche zeigen, dass die Nutzung derDrehzahlvariabilität der Anlage Vorteile hat,die ohne höheren Aufwand erreichbar sind.Trotz der Unsicherheiten in der Erfassungder Messwerte und gewisser anlagentechni-scher Unzulänglichkeiten zeigen die Ergeb-nisse deutlich die erwarteten Tendenzen auf,

sodass die Vorzüge und Potentiale des Kon-zepts der variablen Drehzahl nachgewiesenwerden konnten.

Zusammenfassung und Ausblick

Die Untersuchungen an der Prototypanlageeiner drehzahlvariablen Kleindampfturbinemit mechatronischer Netzkopplung der 500-kW-Leistungsklasse haben Folgendes ge-zeigt.

Die direkte Kopplung von Turbine und Ge-nerator bei hoher Drehzahl unter Nutzungeines Frequenzumrichters zur Anbindung andas elektrische Netz ist für Dampfturbinenmöglich und bietet diverse Vorteile. Es han-delt sich hier um eine klassische mechatroni-sche Lösung. Die mechanische Aufgabe desGetriebes wurde durch Elektrik und Elektro-nik übernommen und führte zu signifikantenVerbesserungen in der Effizienz der Anla-gentechnik.

Durch Anpassung der Drehzahl an die Leis-tungsabgabe lässt sich der Wirkungsgrad der

Turbine im Teillastbereich deutlich steigern(Bild 9). Aufgrund des vorliegenden Ent-wicklungsstandes für Generator und Fre-quenzumrichter ist jedoch ein Vergleich mitkonventioneller Anlagentechnik endgültigerst am Serienprodukt durchführbar. Im Rah-men der experimentellen Untersuchungensind die weiteren Entwicklungsaufgaben fürdie Serienfertigung identifiziert und doku-mentiert worden.

Aufgrund der hohen Drehzahlen bei kleinenLeistungen ist der Bereich unter 1 MW (el.)für die neue Anlagentechnik wirtschaftlichbesonders interessant. Bei Ausführung ohnehydraulischen Stellantrieb (pneumatisch,elektrisch) ist die Anlagentechnik nahezuölfrei, sodass die Wartungskosten verringertwerden und das Brandrisiko sinkt. Zusätzlichsteigt der Turbinenwirkungsgrad im Teillast-bereich an. Eine Anwendung bei höherer Lei-stung bedarf jedoch aus heutiger Sicht einesdeutlichen Entwicklungsschrittes im Bereichder Kosten und Effizienz der elektrischenAnlagenkomponenten.

Auf der Grundlage der erreichten Entwick-lungsergebnisse sind mittlerweile kommer-zielle Anlagen verfügbar.

Literatur

[1] Hampel, J.: Energiewirtschaftliche Unter-suchungen zu KWK – Technologien kleinerLeistung mit mechatronischer Kopplung andas elektrische Netz. Diplomarbeit, TU Dres-den (1999).

[2] Dielmann, K., und Schieke, W.: Mikrogastur-binen – Aufbau und Anwendungen. Vortragbeim VDI, Düsseldorf, September 2000.

[3] Spilling Energie-Systeme: Powertherm – Stromund Wärme dynamisch erzeugt. Firmen-schrift, Spilling Energiesysteme GmbH, Ham-burg.

[4] Hampel, J.: Drehzahlvariable Kleindampftur-bine mit mechatronischer Kopplung an daselektrische Netz. Dissertation, TU Dresden(2006). TUDpress – Verlag der Wissenschaft.

[5] Menny, K.: Strömungsmaschinen – hydrau-lische und thermische Kraft- und Arbeits-maschinen. B.G. Teubner-Verlag, Stuttgart,Leipzig, Wiesbaden. 4. Auflage 2003.

[6] Dietzel, F.: Dampfturbinen – Berechnung,Konstruktion, Teillast- und Betriebsverhalten,Kondensation. Carl Hanser Verlag, München,Wien. 3. Auflage 1980.

[7] Sörgel, G., et al.: Lehrhefte „Grundlagen derTurbomaschinen“ und „Dampf- und Gastur-binen“. Technische Universität Dresden.2. Auflage 1997.

[8] Wendt, S., und Güldner, H.: Dokumentationder leistungselektronischen Stellglieder – in-terne Projektdokumentation. TU Dresden(2005). �



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VGB PowerTech – www.vgb.orgIn allen Teilen der Welt ist die Erzeugung von Strom und die Bereitstellung von Wärmeein zentrales Thema von Technik, Wirtschaft und Politik sowie des alltäglichen Lebens.Experten sind dabei zuständig für den Bau und Betrieb von Kraftwerken, deren Ent-wicklung und Überwachung sowie die vielfältigen Aufgaben von Service und Manage-ment.

Hier ist die VGB PowerTech die kompetente internationale Fachzeitschrift für den Kraft-werksbereich. Jährlich 11 Ausgaben der deutsch-englischen Gemeinschaftsausgabe in-formieren mit Fachbeiträgen und Nachrichten zu allen wichtigen Fragen der Strom- und Wärmeerzeugung.

Die VGB PowerTech erscheint bei VGB PowerTech Service GmbH, Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften.

Herausgeber ist der europäische Fachverband VGB PowerTech e.V.

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