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Abb. 8: Kraftwerk Staudinger.
© E.ON Kraftwerke GmbH

Abb. 13: CO2-Reduzierung bei kommerziellen Kohlekraftwerken.
© COORETEC

Abb. 14: Prinzip der Braunkohletrocknung in einer Wirbelschicht an den BoA-Kraftwerken.
© RWE Power AG

Abb. 15: Kohletransport im Kraftwerk Scholven.
© E.ON Kraftwerke GmbH
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Moderne Dampfkraftwerke

Braun- und Steinkohlen sind weltweit in ausreichender Menge und zu stabilen Preisen verfügbar. Derzeit leisten diese Energieträger bei der globalen Stromerzeugung den größten Anteil. Rund 40% der 2006 weltweit benötigten ca. 18 Billionen kWh Strom wurden in konventionellen Kohlekraftwerken erzeugt. In Deutschland liegt dieser Wert bei 45%. Wie weit lassen sich mit neuen Kraftwerken die Energieeffizienz steigern und die CO2-Emissionen senken?

In der Vergangenheit ist mit jeder neuen Kraftwerksgeneration der Wirkungsgrad der Kraftwerksblöcke gestiegen. Bei Kohlekraftwerken konnte der Wirkungsgrad dank kontinuierlicher Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten von ca. 36% in 1985 auf heute 46% bei Steinkohle gesteigert werden. Der wesentliche Anreiz hierzu lag in einer verbesserten Wirtschaftlichkeit. Steigt der Wirkungsgrad, sinken der spezifische Brennstoffbedarf eines Kraftwerks und somit die Brennstoffkosten. Im Zuge der internationalen Klimaschutzpolitik wurde europaweit die Menge der erlaubten CO2-Emissionen durch den begonnenen Emissionsrechtehandel begrenzt. Wenn zukünftig die Emissionszertifikate versteigert werden, entsteht für energieintensive Wirtschaftsbranchen ein zusätzlicher Anreiz, CO2-Emissionen weiter zu reduzieren.

Der Wirkungsgrad der Kraftwerke wurde durch eine konsequente Optimierung des Gesamtprozesses gesteigert. Aus thermodynamischer Sichtwaren hierfür insbesondere die Erhöhung der Dampftemperaturen und -drücke unverzichtbar. Ebenso trägt eine Verringerung des Eigenbedarfs der Kraftwerke dazu bei, beispielsweise durch verbesserte Speisewasserpumpen. Durch optimierte Schaufelgeometrien und Strömungswege innerhalb der Dampfturbinen lassen sich die Wellenleistung steigern und die inneren Verluste der Dampfturbine senken. Auch die verbesserte Rückkühlung am kalten Ende eines Kraftwerks steigert den Wirkungsgrad. Dies gilt auch für die Verringerung der Rauchgasabwärmeverluste, wobei dies besonders bei Braunkohlekraftwerken mit ihren großen Rauchgasmassenströmen interessant ist. Dem Ziel möglichst tiefer Abgastemperaturen stehen Korrosionsprobleme aufgrund der Unterschreitung der Taupunkttemperatur des Rauchgases entgegen. Um die Rauchgasabwärme dennoch nutzen zu können, wurden korrosionsfeste Kunststoffwärmetauscher entwickelt. Diese werden im Rauchgasstrom nach der Entstaubung und dem Saugzug, aber vor der Rauchgasentschwefelung angeordnet. Wenn kein Fernwärmenetz vorhanden ist, wird die so gewonnene Wärme in der Kondensat- bzw. Speisewasservorwärmstrecke eingesetzt.

Braunkohlevortrocknung

Bei Braunkohlekraftwerken ist die Verfeuerung vorgetrockneter Braunkohle der wichtigste Ansatz, den Wirkungsgrad weiter zu steigern. Der hohe Wassergehalt, der bei heimischer Braunkohle über 50% betragen kann, ist bisher ein genereller Nachteil. Im konventionellen Kraftwerksprozess erfolgt die Trocknung der Kohle durch heißes Rauchgas in den Kohlemühlen. Energetisch wesentlich sinnvoller ist die Trocknung der Braunkohle auf einem niedrigen Temperaturniveau, beispielsweise durch im Niederdruckdampf noch vorhandene Wärme. Statt mit heißen Rauchgasen von über 1.000 °C erfolgt die Trocknung so bei Temperaturen, die nur geringfügig über dem Siedepunkt von Wasser liegen. Das frei werdende Kohlewasser verbleibt außerhalb des Kessels. Hierdurch sinkt der Rauchgasmassenstrom. Zukünftig können der Dampferzeuger sowie die Anlagen zur Rauchgasreinigung kleiner ausgelegt werden. Die bei der Kondensation des Kohlewassers frei werdende Wärme lässt sich zur Vorwärmung an anderer Stelle nutzen. Durch Trockenbraunkohle (TBK) als Brennstoff wird sich der Gesamtwirkungsgrad von Braunkohleblöcken um ca. 10% steigern lassen.

700 °C-Technologie

Alle in den letzten Jahren in Betrieb genommenen Großkraftwerke arbeiten mit überkritischen Dampfzuständen, d. h. Frischdampfdrücke von rd. 270 bar und -temperaturen bis 580 °C. Mittlerweile erreichen neueste Anlagen, entsprechend dem heute verfügbaren Stand der Technik, Frischdampftemperaturen von rd. 600 °C und Zwischendampftemperaturen von 620 °C. Damit lassen sich Gesamtwirkungsgrade* von 43 bis 44% für Braunkohleblöcke (ohne den Einsatz von TBK) und 45 bis 46% für Steinkohleblöcke erreichen. Um diese hohen Dampfparameter realisieren zu können, müssen aus festigkeitstechnischen Gründen im Überhitzerbereich Spezialstähle, sogenannte austenitische Werkstoffe, verwendetwerden. Dafür werden Heizflächenstähle mit Chromgehalten von mehr als 17% eingesetzt.

Für die Zukunft wird eine neue Kraftwerksgeneration entwickelt, mit Frischdampftemperaturen von rd. 700 °C und Drücken von über 350 bar. Damit könnte der Gesamtwirkungsgrad auf über 50% steigen. Für derartige Kraftwerke sind auch Stähle mit hohen Chromgehalten nicht mehr ausreichend. Hier sollen die im folgenden Beitrag „Neue Materialien für hohe Temperaturen“ beschriebenen Nickel-Basislegierungen eingesetzt werden. Frischdampftemperaturen von 700 °C stellen für die Hersteller der Dampfturbinen eine Herausforderung dar. Derzeit werden auch Möglichkeiten zur aktiven Kühlung der einzelnen Turbinenschaufeln untersucht.

Luftreinhaltung und Klimaschutz

Ein möglichst hoher Wirkungsgrad ist eine wichtige Voraussetzung für die als zweite Strategielinie verfolgte Abtrennung und dauerhafte Lagerung des CO2 (CCS) in geologischen Formationen. Hierzu werden später in diesem Themeninfo verschiedene CCS-Verfahren vorgestellt. Dabei führt jede, aufgrund höherer Effizienz erreichte Verringerung der Menge des abzuscheidenden CO2 zu einer verbesserten Wirtschaftlichkeit von CCS.

Schadstoffemissionen zu reduzieren, bleibt eine gleichermaßen wichtige Zielsetzung bei der Optimierung von Kraftwerksfeuerungen. Die Einhaltung der Grenzwerte für NOx-Emissionen wird bei Braunkohlekraftwerken in der Regel alleine mit feuerungstechnischen Maßnahmen erreicht. Bei Steinkohleanlagen werden diese Maßnahmen ebenfalls zur primärseitigen Minderung der Stickoxide eingesetzt, reichen aber aufgrund der spezifischen Brennstoffeigenschaften nicht aus. Zusätzlich werden hierzu Stickoxidminderungsanlagen eingesetzt. Die Reinigung des Rauchgases von Schwefeldioxid (SO2) ist seit dem Jahr 1983 für alle deutschen Kraftwerke vorgeschrieben. Hierbei werden bis zu 95% des im Rauchgas enthaltenen SO2 abgetrennt und der entstehende Gips wird in der Bauindustrie verarbeitet.

Simulationsmodelle und Korrosionsvermeidung

Auch wenn es heute üblich ist, einzelne verfahrenstechnische Werte im Feuerraum mittels entsprechender Messtechnik zu überwachen, waren bisher die Auswirkungen geänderter Betriebseinstellungen auf den gesamten Feuerraum nur schwer abzuschätzen. Hier eröffnet die numerische Simulation der Brennkammer neue Möglichkeiten. Komplexe Interaktionen zwischen Turbulenz, Wärmeübertragung und der eigentlichen Verbrennung von Kohle lassen sich mit den heutigen Höchstleistungsrechnern hochauflösend abbilden. Als Ergebnisse der Simulation stehen die Geschwindigkeits-, Temperaturund Konzentrationsverteilungen des Rauchgases zur Verfügung. Damit lassen sich Optimierungen, z. B. der Rauchgasatmosphäre in der Umgebung der Brennkammerwand, durchführen oder Gebiete mit hoher Tendenz zur Verschlackung frühzeitig identifizieren. Entscheidender Vorteil ist dabei, dass sich die Auswirkungen geplanter – teilweise kostenintensiver – Umbauten abschätzen lassen und somit vorab wertvolle Planungshinweise zur Verfügung stehen. Auch bei der Planung neuer Kraftwerke haben sich Simulationen bewährt.

Im Kraftwerk gelangt das Rauchgas nach der Brennkammer in Kontakt mit den konvektiven Heizflächen. Insbesondere in Hochtemperaturkraftwerken können kritische Brennstoffanteile, z. B. Alkalien, Chlor oder Schwermetalle, mit den Werkstoffoberflächen der Heizflächenrohre reagieren. Die zugrundeliegenden Prozesse werden derzeit detaillierter erforscht. Gesucht werden Maßnahmen für einen optimierten Betrieb der Kraftwerke zum Schutz der Heizflächen vor Verschlackung und Korrosion.

Die Mitverbrennung von (teilweise) CO2-neutralen Sekundärbrennstoffen in bestehenden Kohlekraftwerksfeuerungen bietet eine zusätzliche, kostengünstige und kurzfristig umsetzbare Möglichkeit, die CO2-Emissionen der Kraftwerke zu mindern. Neue Kraftwerke mit optimierten Technologien zeichnen sich durch flexiblere Anforderungen an den Brennstoff aus. Neben dem Hauptbrennstoff Kohle können sie auch Beimengungen von Biomasse, Abfällen oder Produktionsrückständen mitverbrennen. Hierfür sollten die in den Kraftwerken eingesetzten Komponenten speziell ausgelegt sein, um Korrosionsprobleme zu vermeiden.

Merkzettel

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Forschungsförderung

Das Informationssystem EnArgus bietet Angaben zur Forschungsförderung, so auch zu diesem Projekt.