Sichere und nachhaltige Energieversorgung 12-13.10.2010


Technologien für Offshore-Windturbinen
Dipl.-Ing./Dipl. Wirt.-Ing. Albert Kriener
E.ON Climate & Renewables betreibt Offshore-Windparks mit einer installierten Kapazität von rund 300 MW. Rund 400 MW sind derzeit im Bau. Durch die bislang gesammelten Erfahrungen und Projekte von aktuell mehr als 4.000 MW in der Entwicklung, spielt E.ON eine führende Rolle in der Offshore-Windenergieerzeugung.
Auf dem Weg zu einer nachhaltigen Entwicklung der Kernenergie
Prof. Didier Haas
Der Weltenergiebedarf wird voraussichtlich bis 2030 um mehr als 50 % steigen. Ausgehend von derzeitigen Tendenzen wird die Importabhängigkeit der Europäischen Union in den kommenden 20 bis 30 Jahren von derzeitig 50 % auf etwa 65 % steigen, mit einem nennenswerten Anteil aus politisch als instabil geltenden Regionen. Die Energieumwandlung auf der Basis fossiler Brennstoffe steht wegen der Verpflichtung zur Reduktion von Treibhausgasen neuen technischen und ökonomischen Herausforderungen gegenüber: einerseits der Abtrennung des Kohlendioxids und – was derzeit als weit schwieriger betrachtet wird – der sicheren langfristigen Lagerung von CO2; andererseits dem Einfluss von steigenden Kosten.
Entwicklungslinien bei Wasser-Dampf-Kreisläufen und Dampfturbinen für solarthermische Kraftwerke
Dipl.-Ing. Klaus Behnke, Dr.-Ing. Thomas Polklas, Dr.-Ing. Mark André Schwarz, Prof. Dr.-Ing. Ilja Tuschy, Dipl.-Ing. (FH) Aiko Vogelsang
Vor dem Hintergrund des drohenden Klimawandels kommt der Nutzung erneuerbarer Energiequellen in zukünftigen Energieversorgungsszenarien eine immer größere Bedeutung zu. In entsprechenden Planungen spielen bei den Kraftwerkstechnologien solarthermische Kraftwerke eine zentrale Rolle. Unter den verschiedenen Technologiekonzepten für solarthermische Kraftwerke haben derzeit Dampfkraftprozesse mit linear konzentrierenden Solarsystemen besonderes Gewicht. Die Vorteile solcher Kraftwerke liegen darin, dass es bereits eine Vielzahl technischer Referenzen gibt. Dazu kann in großen Teilen, nämlich insbesondere bei den Komponenten des Wasser-Dampf-Kreislaufs, auf etablierte Kraftwerkstechnik zurückgegriffen werden. Außerdem gibt es, vor allem getrieben durch die Weiterentwicklung der Solarfeldkomponenten, noch ein erhebliches Technologiepotenzial.
CO2-Rückhaltung aus Rauchgasen kohlebefeuerter Kraftwerke
Dipl.-Ing. Elizabeth Heischkamp, Dr. phil. nat. Peter Behr, Dr.-Ing. Gerd Oeljeklaus, Prof. Dr.-Ing. Klaus Görner
In den kommenden Jahren werden aus Altersgründen nennenswerte Kraftwerkskapazitäten in ganz Europa ersetzt werden müssen. Hierbei wird – aufgrund geforderter Umweltschutzanforderungen – nach Wegen gesucht, CO2-Emissionen aus Kraftwerksrauchgasen wesentlich zu reduzieren. Eine chemische Rauchgaswäsche stellt eine solche Möglichkeit dar. Als Basis für dieses Verfahren wird häufig Monoethanolamin (MEA) als Absorbens genommen. Im Rahmen eines Cooretec-Projekts wird am Lehrstuhl für Umweltverfahrenstechnik und Anlagentechnik (LUAT) der Universität Duisburg-Essen ein Screening alternativer Waschmittel durchgeführt.
Stand der Fusionstechnik
Prof. Dr. Günther Hasinger
Der mittlere Pro-Kopf-Verbrauch der Welt liegt derzeit bei etwa 2.200 Watt (W) Primärenergie pro Person. Das ist zu vergleichen mit der Leistung von etwa 200 W, die ein Mensch für das reine Überleben benötigt (denn jeder strahlt bereits etwa 100 W als Körperwärme ab). Dabei gibt es einen deutlichen Zusammenhang zwischen Reichtum und Energieverbrauch. Die große Mehrheit der Weltbevölkerung in den Entwicklungsländern muss mit einem Energieverbrauch von weit weniger als der Hälfte des heutigen Mittelwertes auskommen, während die reichen, entwickelten Länder etwa zwei bis drei Mal so viel verbrauchen, die USA und Kanada sogar etwa fünf Mal so viel wie der Durchschnitt.
Marktentwicklung für regenerative/dezentrale Energieversorgung aus Sicht eines kommunalen Unternehmens
Dr. Christof Regelmann, Dipl.-Ing. Frank Wustmann, Dipl.-Ing. Swen-Sören Börner, Dipl.-Ing. Dr. techn. Jürgen Maier
Der Ausbau der Erzeugerkapazitäten für erneuerbare Energien ist in den letzten Jahren kontinuierlich vorangeschritten und hat deutlich an Fahrt gewonnen. Der Anteil erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch konnte seit 1993 von 3 % auf etwa 9,5 % mehr als verdreifacht werden. Den Hauptanteil an dieser Entwicklung trugen Biomasse und Windkraft. Gleichzeitig konnte die Energieproduktivität der deutschen Energieversorgung seit 1990 um etwa 1,9 % p.a. gesteigert werden. Den Zielstellungen der Bundesregierung folgend müsste die Primärenergieproduktivität bis 2020 weiter um etwa 3 % p.a. erhöht werden – ein äußerst anspruchsvolles Ziel.
Entwicklungsperspektiven für konventionelle Kraftwerke aus Sicht eines Energieversorgers
Dipl.-Ing. Hubertus Altmann
Die Stromversorgung der Bundesrepublik wird derzeit zu nahezu 80 % durch konventionelle Kraftwerkstechnik mit den Energieträgern Kohle, Gas und Uran sichergestellt. Mit dem massiven Ausbaus der Windenergie erreichte diese einen Anteil von 6,3 % an der gesamten Stromerzeugung im Jahr 2009.
Marktentwicklung für konventionelle Kraftwerke aus der Sicht eines Anlagenbauers
Klaus-Dieter Tigges
Der Erfolg einer Industrienation im internationalen Wirtschaftsleben wird durch einige wenige Rahmenbedingungen bestimmt. Ausbildung und Motivation der Menschen und das vorhandene Lohnniveau sind solche Bedingungen. Eine ähnliche Bedeutung hat die Qualität der Infrastruktur. Gute Verkehrswege, eine zuverlässige Wasser- und Energieversorgung sind Eckpfeiler einer erfolgreichen Volkswirtschaft.
Strommix in der EU27 – Entwicklung der Stromerzeugung in Europa von 2007 bis 2030 –
Thorsten Herdan, Gerd Krieger, Matthias Zelinger
Dieser Ausblick macht deutlich, dass zur Deckung des Strombedarfs sowie zur Erreichung der Klimaschutzziele in Europa auch weiterhin alle verfügbaren Energieträger und Energietechnologien benötigt werden. Auch wenn vor dem Hintergrund der derzeitigen Finanz- und Wirtschaftskrise die Zuwächse bei der Bruttostromerzeugung geringer ausfallen werden als vor der Krise angenommen, müssen langfristig alle Optionen der Stromerzeugung genutzt werden.
Modernes Risiko- und Schadenmanagement bei Neubau- und Retrofitprojekten in der Kraftwerkstechnik
Dipl.-Ing. Andreas Otter
Auf Grundlage der EG-Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt wurden Ende des letzten Jahrhunderts in Deutschland die Märkte für die leitungsgebundene Versorgung mit Strom und Gas durch die Energierechtnovelle für den Wettbewerb geöffnet. Dieser Wettbewerb führte zu einer Vielzahl von Veränderungen, wodurch sich auch die Risikosituation bei Planung, Bau, Betrieb und Instandhaltung von Kraftwerksanlagen veränderte.
Erfahrungen mit Lieferungen und Leistungen aus dem internationalen Umfeld beim Bau des Steinkohlekraftwerks Duisburg Walsum
Andreas Dennewitz, Dipl.-Ing. Holger Larisch
Der Lieferantenmarkt aus dem internationalen Umfeld gewinnt immer mehr an Bedeutung. Die Qualitätssicherungsmaßnahmen, welche die Eigentümer ergreifen müssen, werden immer umfangreicher. In diesem Beitrag sollen diese beiden Faktoren am Beispiel des Projektes Walsum 10 beleuchtet werden. Dargestellt werden länder- bzw. regionalspezifische Besonderheiten und Mentalitäten, wie sie die Evonik-EVN Walsum 10 Kraftwerksgesellschaft mbH (EEK) im Laufe der Projektabwicklung im Zusammenhang mit der Sicherung der Qualität erfuhr. Einzelne Lieferanten werden dabei nicht betrachtet.
Abnahme thermischer Kraftwerke nach VDI 2048 – am Beispiel verschiedener Kraftwerkstypen –
Dipl.-Ing. Richard Kitzberger, Dipl.-Ing. Ralf-Roman Schmidt
Bei der Überprüfung von neu errichteten thermischen Kraftwerken und nach Retrofitmaßnahmen ist es üblich, den Prozess als Black-Box zu betrachten. Dies kann das Risiko beinhalten, dass immanente Messunsicherheiten zu Gunsten der Lieferanten gerechnet werden. Bei Abnahmeversuchen nach der VDI 2048 werden die wesentlichen Bilanzen über das gesamte Kraftwerk modelliert und durch Messungen an neuralgischen Stellen geschlossen. Durch eine Überbestimmtheit des Systems lassen sich Messunsicherheiten minimieren und somit der am wahrscheinlichsten die Realität widerspiegelnde Zustand bestimmen.
SNCR sprengt Leistungsgrenzen
Karlheinz Huber, Dipl.-Ing. Zoltan Teuber, Dr.-Ing. Thomas Reynolds
In großen Kohlekraftwerken wurde zur Rauchgasentstickung bisher ausschließlich die selektive katalytische Reduktion (SCR) eingesetzt, während das kostengünstigere, nichtkatalytische SNCR-Verfahren eher bei kleineren Kesselanlagen angewendet wurde. In einem mit Steinkohle befeuerten Kraftwerk wurde jetzt durch die ERC GmbH in mehreren Testreihen unter Beweis gestellt, dass auch in großen Anlagen mit einem intelligent konzipierten SNCR-Verfahren die gesetzlichen Grenzwerte sicher eingehalten werden können.
Optimierung der Oxyfuel-Kraftwerkskonzepte mit der Sauerstoffbereitstellung durch Hochtemperaturmembranen
Dipl.-Ing. Jewgeni Nazarko, Dr. Ernst Riensche, Prof. Ludger Blum, Detlef Stolten
Das Grundkonzept eines Oxyfuel-Prozesses basiert auf der (teilweisen) Entfernung des Luftstickstoffes aus der Verbrennungsluft mit dem Ziel, die CO2-Konzentration im Rauchgas nach dem Verbrennungsprozess zu erhöhen. Der Luftstickstoff kann aus der Verbrennungsluft mittels diverser Verfahren entfernt werden, beispielsweise durch kryogene Luftzerlegung, Polymer- oder Mischleiter-Membranen sowie Metalloxide.
OXYCOAL-AC – Rauchgasreinigung, Schadstoffgehalte und Betriebsverhalten der Versuchsanlage im Luft-, O2 /CO2- und Rezirkulationsbetrieb
Dipl.-Ing. Arno Kellermann, Dipl.-Ing. Martin Habermehl, Priv. Doz. Dr. rer. nat. Malte Förster, Prof. Dr.-Ing. Reinhold Kneer
Im Rahmen des OXYCOAL-AC-Verbundvorhabens wird von sechs Lehrstühlen und Instituten der RWTH Aachen eine Oxyfuel-Prozessvariante untersucht, bei der zur Sauerstoffanreicherung des rezirkulierten Rauchgases eine keramische Hochtemperaturmembran verwendet wird [1]. Durch die Sauerstoffbereitstellung mittels Keramikmembran entfällt die in anderen Oxyfuel- Varianten anzutreffende Zwischenkühlung (ggfs. mit Kondensation), so dass die Rauchgasbehandlung eine Heißgasreinigung bei Temperaturen von rund 850 °C mithilfe keramischer Filterkerzen erfordert. Die besondere Herausforderung in diesem Temperaturbereich besteht dabei in der Regeneration des Filtermediums, weil die in der Kohle enthaltenen Alkalien ein Verkleben des Filterkuchens hervorrufen. Dieser Problematik kann durch alumosilikatische Gettermaterialien begegnet werden. Diese Technologie wird hier zum ersten Mal im Bereich der Oxyfuel- Prozesse eingesetzt.
Rauchgaskühler mit neuen Fluorkunststoffen für den Einsatz in Kraftwerken
Dipl.-Ing. Peter Dittmann, Eur Ing, MEngSc, CEng, MIEI Hugo Graepel
Die seit Jahrzehnten verwendeten Schläuche aus Fluorkunststoff in Rauchgasverschiebungssystemen (RVS) für Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke dienen in Kraftwerken der Wirkungsgradsteigerung und leisten damit einen Beitrag zur Senkung des CO2-Ausstoßes. Rauchgasverschiebungssysteme können sowohl als Wärmeverschiebung (Abbildung 5) oder als Wärmeauskopplung (Abbildung 6) ausgeführt werden.
Entwicklungsstand der Oxy-Verbrennungstechnologie
Dipl.-Ing. Frank Kluger, Dipl.-Ing. Patrick Mönckert, Thomas Wild, Dr.-Ing. Andreas Marquard, Dipl.-Ing. Armand A. Levasseur
Vor dem Hintergrund eines weltweit zunehmenden Einsatzes von fossilen Primärenergieträgern zur Strom- und Wärmeerzeugung und des damit verbundenen klimawirksamen Anstieges der CO2-Emissionen, müssen Technologien zur CO2-Minderung bzw. -Abscheidung und -Speicherung für Kraftwerksprozesse (Carbon Capture and Storage = CCS) entwickelt und kurzfristig zur Marktreife geführt werden. Beachtliche Anstrengungen zur Entwicklung von CO2-Abscheidetechnologien werden sowohl von den Kraftwerksbetreibern als auch von den Kraftwerksherstellern unternommen.
Möglichkeiten zur Prozessüberwachung und Detektion von Falschlufteinbrüchen in Oxyfuel-Kraftwerken
Dipl.-Ing. (FH) Robert Preusche, Dipl.-Ing. Conrad Schulz, Associate Professor Holger Ecke, Dipl.-Ing. Uwe Burchhardt, Professor Dr.-Ing. Uwe Gampe
In konventionellen Kraftwerken wird einem Anstieg des Falschluftanteils nur wenig Aufmerksamkeit gewidmet, da die Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der Gesamtanlage gering sind. In Oxyfuel-Kraftwerken ist die Minimierung der Falschlufteinbrüche in den Prozess dagegen ein wesentliches Kriterium für einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen. Aus diesem Grund muss es ein Ziel des Anlagenbetreibers sein, auftretende Vergrößerungen des Falschluftanteils frühzeitig zu identifizieren und geeignete Gegenmaßnahmen zu ergreifen.
Betriebserfahrungen aus zwei Jahren Testbetrieb der Oxyfuel-Forschungsanlage von Vattenfall
Dipl.-Ing. Uwe Burchhardt, Dipl.-Ing. Steffen Lysk, Dipl.-Ing. Daniel Kosel, Dr. Steffen Griebe, Dipl.-Ing. Helge Kass
Mit der Einführung der CCS-Technologien verfolgt Vattenfall das Ziel, die Oxyfuel- Technologie zur Marktreife zu entwickeln. Nach Technikumsanlagen an den Universitäten Cottbus und Dresden wurde am Standort Schwarze Pumpe eine Pilotanlage mit 30 MW thermischer Leistung errichtet (Abbildung 1). Diese Anlage ging im September 2008 in Betrieb und wurde mittlerweile über 8.200 Stunden betrieben, wobei bis August 2010 etwa 5.500 Tonnen CO2 abgeschieden und verflüssigt wurden. Die Anlage kann mit 100 % Luft- und Oxyfuelbetrieb betrieben werden, sodass ein direkter Vergleich der Betriebsarten möglich ist.
CCS-Beschaffungsstrategien
Dipl.-Ing. Stefan Plasa, Dipl.-Ing. Christian Wilckens
Der folgende Beitrag behandelt neben einer generellen Vorstellung der derzeit weltweit untersuchten Carbon Capture and Storage (CCS)-Technologien in erster Linie die Besonderheiten des Anbietermarktes für Amin-basierte Post-Combustion CCS-Anlagen und beleuchtet die daraus abzuleitenden Beschaffungsstrategien.
CO2-Abscheidung und -Lagerung – Herausforderungen im Pumpendesign und -betrieb –
Dr. sc. tech. Sabine Sulzer, Dipl.-Ing. Georg Mohr, Dipl.-Ing. Uwe Kirstein
Die CO2-Abscheidung und -Lagerung in einem mit fossilem Brennstoff betriebenen Kraftwerk erfordert einen enormen Platzbedarf. Zusätzlich sind für die CO2- Abscheidung mittels Absorption beträchtliche Mengen an Absorptionsmitteln erforderlich (etwa 2.000 m3/h für ein 400 MW Kohlekraftwerk). Das abgeschiedene CO2 muss für den Transport und die Injektion in einen überkritischen, respektive flüssigen Zustand komprimiert werden.
Erste Ergebnisse der Verbrennungsversuche mit dem Hitachi DST-Brenner in Vattenfalls 30 MWth-Pilotanlage in Schwarze Pumpe
Dipl.-Wirt.-Ing. Sebastian Rehfeldt, Dr.-Ing. Patrick Weckes, PD Dr.-Ing. habil. Christian Bergins, Klaus-Dieter Tigges, Dipl.-Ing. Jürgen Niesbach
In unmittelbarer Nähe des Kraftwerks Schwarze Pumpe, 150 km südöstlich von Berlin, betreibt Vattenfall eine Pilotanlage zur Untersuchung des Oxyfuel- Verfahrens zur Abscheidung von Kohlendioxid aus Kraftwerksabgasen. Hitachi Power Europe hat im Rahmen einer Technologiepartnerschaft mit Vattenfall für die Versuchsanlage den für indirekte Feuerungssysteme entwickelten DST-Brenner geliefert und in die bestehende Anlage ohne Änderung des Kesseldruckteils integriert. Ziel ist die Untersuchung des Verbrennungsverhaltens unter Oxyfuel- Bedingungen sowie die Festlegung der optimalen Brennereinstellungen im jeweiligen Einsatzbereich.
Untersuchung des Verbrennungsverhaltens eines nichtstöchiometrischen Oxycoal-Brenners
Dipl.-Ing. Jan-Peter Bohn, M.Sc. Pedro Dias, M.Sc. Adrian Goanta, Dipl.-Ing. Maximilian Blume, Prof. Dr.-Ing. Hartmut Spliethoff
Kohle ist weltweit gesehen der bedeutendste Primärenergieträger zur Stromerzeugung. Auf Grund des global steigenden Energiebedarfs und der heute bekannten Reserven wird die Stromerzeugung aus Kohle auch in absehbarer Zukunft eine entscheidende Rolle im Energiemix der Stromversorgung spielen [1, 2]. Die Steigerung der Energiewandlungseffizienz von Kohlekraftwerken leistet einen wesentlichen ersten Schritt zur Reduzierung der Kohlendioxidemissionen.
Nutzung alternativer Brennstoffe in Gastur
Uwe Lenk, Dr. Frank Richter, Dipl.-Ing. Ralf Schneider
Die zur Stromproduktion eingesetzte Technik und damit die Struktur des Kraftwerksmarktes werden entscheidend von der wirtschaftlichen, politischen und sozialen Entwicklung in den Nationalstaaten, den regionalen Wirtschaftsbündnissen sowie der Welt als Ganzes geprägt. Bevölkerungswachstum, Wirtschaftsentwicklung, Energieträgerpreisentwicklung sowie das Verbraucherverhalten beeinflussen den Stromverbrauch und damit die Größe der benötigten Kraftwerksleistung zur Bedarfsdeckung.
Varianten zur Auskopplung großer Prozessdampfmengen (CCS) im exergetischen Vergleich
Dipl.-Ing. Norbert Pieper, Dipl.-Ing. Michael Wechsung
Für die nachgelagerte Abscheidung von CO2 aus den Rauchgasen fossil gefeuerter Kraftwerke durch einen Absorptionsprozess ist eine große Wärmeleistung auf einem relativ niedrigen Temperaturniveau erforderlich. Die nachgeschaltete Anlage zur Abtrennung des Kohlendioxids stellt demnach aus Sicht der Dampfturbinen einen thermischen Verbraucher dar. Ähnlich wie bei der Auskopplung von Heizdampf zur Fernwärmeversorgung wird im Wesentlichen die Kondensationswärme in einem Oberflächenwärmetauscher übertragen, das Kondensat verbleibt im Wasser-Dampf-Kreislauf und wird an geeigneter Stelle in die Vorwärmstrecke integriert.
Eine neue DeNOx-Technologie für ein Oxyfuel-Kraftwerk
Dr. Roland Ritter, Dr.-Ing. Nicole Schödel, Dipl.-Ing. Torsten Stoffregen, Florian Winkler
Die Abscheidung und anschließende unterirdische Speicherung von CO2 aus Kraftwerken (Carbon Capture and Storage (CCS)) hat großes Potential, einen entscheidenden Beitrag zur Bekämpfung des globalen Klimawandels zu leisten. Sowohl zu speicherndes CO2 als auch aus dem Aufbereitungsprozess entstehende Emissionen müssen den gesetzlichen Anforderungen entsprechen. Diese Anforderungen können zum einen Grenzwerte aus dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) als auch Grenzwerte aus der CO2-Produktspezifikation sein. Dabei sind insbesondere die Verunreinigungen im Rauchgas wie SO2, NOx zu berücksichtigen.
Energetischer Vergleich chemischer Lösungsmittel für die Post-Combustion CO2-Abtrennung im Gesamtkraftwerksprozess
Dipl.-Ing. Jochen Oexmann, Dipl.-Ing. Christoph Hasenbein, Prof. Dr.-Ing. Alfons Kather
Die Leistungscharakteristik moderner kohlebefeuerter Dampfkraftwerke sowie der Einfluss von Optimierungsmaßnahmen auf solche Prozesse können heute mithilfe speziell für diesen Zweck entwickelter Simulationstools wie Ebsilon Professional evaluiert werden. Für solche Kraftwerke konzipierte Post-Combustion CO2-Abtrennungsanlagen mit chemischen Lösungsmitteln, so genannte CO2- Rauchgaswäschen, können mit ebenso leistungsfähigen, für die Chemie- und Verfahrenstechnik entwickelten Simulationstools wie Aspen Plus untersucht werden.
Vergleich von Waschlösungen für die CO2-Abtrennung aus Rauchgasen mit einem Sprühabsorber
Dipl.-Ing. Kevin Brechtel, Dipl.-Ing. Anke Schäffer, M.Sc. Paula Galindo Cifre, Dipl.-Ing. Oliver Seyboth, Prof. Dr. techn. Günter Scheffknecht
Die Aminwäsche hat sich im Einsatz in der chemischen Industrie und zur Erdgasaufbereitung bereits technisch bewährt und eignet sich zur Nachrüstung von bestehenden Kraftwerksanlagen, wobei das Verfahren im relevanten Kraftwerksmaßstab bisher nicht realisiert wurde. In Abbildung 1 ist ein Verfahrensschema der Aminwäsche dargestellt. Die als Waschlösung eingesetzte wässrige Aminlösung nimmt das CO2 durch chemische Bindung in einem Absorptionsprozess auf und wird anschließend durch Temperaturerhöhung in einem Desorptionsprozess regeneriert und erneut zur Absorption von CO2 eingesetzt.
Zukunftsperspektiven für die Hochtemperatur-Gasturbine
Prof. Dr.-Ing. Konrad Vogeler
Gegenstand dieses Beitrags ist die Rolle der Hochtemperatur-Gasturbine in der Zukunft. Dabei wird berücksichtigt, dass sich das Portfolio der genutzten Energiequellen auf Grund von Umwelt- und Kostendruck stark ändert. Es wird deutlich, dass die ungehinderte Emission von CO2 in die Atmosphäre schon in näherer Zukunft nicht mehr akzeptabel ist. Trotz sehr starker Anstrengungen bei der Einführung von regenerativen Energiequellen zeigen Studien des United States Department of Energy (DOE) [6] und anderer Institutionen [1, 2 und 3], dass die fossilen Brennstoffe auch für die nächsten Jahrzente notwendig sind, um für die schnell steigende Weltbevölkerung den wachsenden Bedarf an elektrischer Energie sicherzustellen. Die zum Schutz der Atmosphäre notwendige CO2-Abtrennung und Speicherung wird einen großen Einfluss auf die technische Ausrüstung und die Kosten der Kraftwerke mit den klassischen fossilen Brennstoffen haben.
Gasturbinentechnik für wärmelasttolerante KWK-Anlagen und Nutzung industrieller Abwärme
Dipl.-Ing. Karl Hoffmann, Dipl.-Ing. Martin Rhein, Professor Dr.-Ing. Uwe Gampe, Dr.-Ing. Guntram Buchheim, Dipl.-Ing. Lutz Fricke
Der Integrierte Gas-Dampfprozess (GiD) verfügt aufgrund seiner Flexibilität in der Wärmeversorgung, der Möglichkeit zur Nutzung industrieller Abwärme und der Einbindung regenerativer Zusatzwärme über ein großes Anwendungspotenzial für effiziente Anlagen kleinerer Leistung. Deshalb werden im Rahmen eines durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) geförderten Projektes [1] prozessthermodynamische und anlagentechnische Untersuchungen zur Entwicklung eines Referenzkonzepts für eine hocheffiziente Energieanlage im Leistungsbereich bis 20 MWel auf Basis des GiD-Prozesses in halboffener Ausführung, d.h. mit Rückkondensation des eingesetzten Wassers aus dem Abgas der Gasturbine, durchgeführt.
Dampfturbinentechnik in Neubauprojekten der Vattenfall Europe Generation AG
Dipl.-Ing. Hans Mandel, Dipl.-Ing. Marco Redieß, Dipl.-Ing. Udo Klauke, Dr.-Ing. Alexander Tremmel
Das Hauptgeschäftsfeld der Vattenfall Europe Generation AG (VE-G) ist die Erzeugung von Grundlaststrom mit großen Kraftwerkseinheiten der Leistungsgrößen 500 MW bis 900 MW. Darüber hinaus wird Spitzenlaststrom in Wasserkraft- und Gasturbinenkraftwerken erzeugt. Die größten Einheiten sind hier in Pumpspeicher-Kraftwerken an den Standorten Markersbach und Goldisthal installiert.
Trockenbraunkohleproduktion unter Hochdruck – Betriebserfahrungen der Versuchsanlage zur druckaufgeladenen Dampfwirbelschicht-Trocknung (DDWT) –
Dr.-Ing. Thomas Porsche, Dipl.-Ing. Lutzian Thannhäuser, Dipl.-Ing. (FH) Benjamin Jentzsch, Dipl.-Ing. Thomas Rauer, Dipl.-Ing. Jörg S. Martin
Eine effiziente Kohletrocknungstechnologie, wie die druckaufgeladene Dampfwirbelschicht- Trocknung (DDWT), ist die Grundlage für die stoffliche Nutzung der Braunkohle und für zukünftige CO2-arme Braunkohlekraftwerkstechnologien mit hohen Wirkungsgraden. Vattenfall Europe Mining & Generation betreibt am Standort Schwarze Pumpe eine Versuchsanlage zur DDWT mit einem Durchsatz von bis zu 10 t/h grubenfeuchter Braunkohle. Nach zweijährigem Versuchsbetrieb konnten mit der DDWT in Vorbereitung der Errichtung von Großtrocknern bereits wertvolle Erfahrungen zu Konzeption und Aufbau sowie zu Betriebsführung und Dauerbetrieb gesammelt werden.
Druckaufgeladene Dampfwirbelschicht-Trocknung (DDWT) von Braunkohlen – Neueste Betriebsergebnisse von der BTU-Versuchsanlage –
Dipl.-Ing. (FH) Matthias Merzsch, M.Sc. Rico Silbermann, Dipl.-Ing. (FH) Stefan Lechner, Prof. Dr.-Ing. Hans-Joachim Krautz
Das Hauptaugenmerk der gegenwärtigen Forschungsaktivitäten zur Weiterentwicklung der Verfahren zur Braunkohleverstromung liegt in der Verringerung des CO2-Ausstoßes. Die dafür zum Einsatz kommenden CCS-Techniken erfordern allesamt den Einsatz von Trockenbraunkohle. Dazu sollen in naher Zukunft Braunkohlekraftwerke in Deutschland, anstatt mit konventioneller Kohletrocknungstechnik, mit dem innovativen Verfahren der Druckaufgeladenen Dampfwirbelschicht-Trocknung (D)DWT wirtschaftlicher betrieben werden.
Versuchsergebnisse aus der Post Combustion Capture Pilotanlage in Niederaußem
Dr. Peter Moser, Sandra Schmidt, Dr. Georg Sieder, Hugo García, Dipl.-Ing. Torsten Stoffregen
Die Technologiepartnerschaft zwischen RWE Power, BASF und Linde hat das Ziel, einen energetisch optimierten Prozess zur Abtrennung von CO2 aus Kraftwerksrauchgasen zu entwickeln, der technisch und wirtschaftlich einen deutlichen Fortschritt gegenüber der verfügbaren Technik darstellt. Die Pilotanlage in Niederaußem ist Teil dieser Kooperation. Nachdem die Montage der Skids der Pilotanlage im Oktober 2008 begann, wurde sie planmäßig im Juli 2009 in Betrieb genommen – als erste deutsche Post Combustion Capture (PCC) Pilotanlage an einem Kohlekraftwerk.
Dezentrales Energie- und Netzmanagement mit flexiblen Stromtarifen
Dr.-Ing. Bernhard Wille-Haussmann, Dr.-Ing. Christof Wittwer, Dipl.-Ing. Christian Sauer
Die Stromnetze befinden sich momentan in einer Umbruchphase. Setzt sich der Ausbau der erneuerbaren Energien wie in den letzten zehn Jahren fort, decken diese Erzeugungsanlagen einen Großteil des Energiebedarfs [5]. Zu Zeiten schwacher Last und gleichzeitig hohen Dargebots Erneuerbarer ist sogar mit einem Erzeugungsüberschuss zu rechnen. Diese Überlegungen verdeutlichen, dass das klassische Kraftwerksmanagement mit Grund-, Mittel- und Spitzenlast an seine Grenzen stößt. In Zukunft muss das Energiemanagement auf allen Netzebenen stattfinden.
Geschlossener Brennstoffkreislauf für eine zukünftige nachhaltige Kernenergienutzung
Prof. Dr. Thomas Fanghänel, Dr. Jean-Paul Glatz, Dr. Joseph Somers
Die Gen IV-Initiative, im Jahre 2000 vom amerikanischen United States Department of Energy (DOE) ins Leben gerufen, setzt auf die Nachhaltigkeit, Wirtschaftlichkeit, Sicherheit und Proliferationsresistenz als wichtige Eigenschaften der Kernenergiesysteme der nächsten Generationen. Ein geschlossener Brennstoffkreislauf und der Einsatz von schnellen Reaktoren sind charakteristisch für vier der sechs ausgewählten Systeme. Hierbei ergeben sich große Herausforderungen im Hinblick auf Forschung und Entwicklung. Abfallreduzierung unter Einbeziehung der minoren Actiniden erfordert in der Brennstoffherstellung den Einsatz innovativer Methoden; hervorragendes Verhalten des Brennstoffs im Reaktor auch bei hohem Abbrand muss nachgewiesen werden.
Einsatz von Infrarot-Kameras zur Lokalisierung von Brennkammerverschmutzungen am BoA-Block des Kraftwerkes Niederaußem und erste Betriebserfahrungen
Dr.-Ing. Ralf Koschack, Dipl.-Ing. Stefan Fiehe, Dipl.-Ing. Peter Taj
Der BoA-Block K im Kraftwerk Niederaußem ist ein Block der 1.000 MW-Größenklasse. Dem im Jahr 2003 in den kommerziellen Betrieb gegangenen BoA-Block lag der Gedanke zugrunde, auf der Basis bestehender Betriebserfahrungen einen modernen Braunkohleblock mit hohem Wirkungsgrad und hoher Verfügbarkeit zu entwickeln, der aus technischer und wirtschaftlicher Sicht sowie unter dem Aspekt des Umweltschutzes eine optimale Lösung darstellt. BoA steht hierbei für Braunkohleblock mit optimierter Anlagentechnik. Mit einer Dampfleistung von 2.660 t/h und Dampftemperaturen von 580/600 °C (Heißdampf/zwischenüberhitzter Dampf) wird ein Wirkungsgrad von über 43 % erreicht
Korrosion in Dampferzeugern mit schwierigen Brennstoffen
Dr. Wolfgang Spiegel, Dr. rer. nat. Thomas Herzog, Dr. Gabriele Magel, Dr.-Ing. Wolfgang Müller, Dipl.-Geol. Werner Schmidl
Der vorliegende Beitrag bezieht sich nicht auf fossile Brennstoffe in Kraftwerken, sondern auf Abfall, Biomasse und aufbereitete Abfälle, also rezente Brennstoffe. Diese Brennstoffe stellen in Bezug auf Korrosion der rauchgasberührten Wärmetauscherflächen sehr hohe Anforderungen an die Verfahrenstechnik und die eingesetzten Werkstoffe.
Stand der Entwicklung der Wirbelschicht-Trocknung mit interner Abwärmenutzung (WTA) für Braunkohle bei der RWE Power AG
Dr. Hans-Joachim Klutz, Dipl.-Ing. Claus Moser, Dipl.-Ing. Ditmar Block
Der hohe Wassergehalt der Weichbraunkohle von etwa 50 bis 60 Gew.-% ist ein unerwünschter Ballaststoff, der den Heizwert der Kohle absenkt und sich auf die wirtschaftliche Nutzung der Braunkohle negativ auswirkt. Bei Einsatz in konventionellen Kraftwerken wird ein erheblicher Teil der Brennstoffwärme der Braunkohle allein dafür aufgebracht, den hohen Wasseranteil vor der Verbrennung zu verdunsten, und zwar unabhängig davon, ob es sich um staubbefeuerte Dampferzeuger oder Dampferzeuger mit zirkulierender Wirbelschichtfeuerung (ZWS) handelt. Bei beiden Varianten erfolgt die Trocknung auf einem hohen Temperaturniveau von 900 °C bis 1.000 °C bzw. etwa 800 °C und das verdunstete Kohlewasser verlässt das Kraftwerk zusammen mit dem Rauchgas ohne energetische Nutzung.
Ascheablagerungsprobleme bei der Mitverbrennung von alternativen Brennstoffen in Kohlekraftwerken
Dr. Tomasz Kupka, Prof. Dr.-Ing. Roman Weber
Trotz vieler Forschungsaktivitäten in den letzten Jahren stellen die Ascheablagerungsprobleme nach wie vor eine große Herausforderung bei der Verbrennung von festen Brennstoffen in Staubfeuerungen dar. Die Bildung von unerwünschten Ansätzen an den Oberflächen des Wärmetauschers und den Brennkammerwänden einer Feuerung ist wegen der ökonomischen und betrieblichen Aspekte von sehr großer Bedeutung für die Kraftwerksbetreiber. Insbesondere die Änderung der Brennstoffqualität infolge der Mitverbrennung von Alternativbrennstoffen kann die Ascheablagerungsprozesse erheblich beeinflussen. Die unachtsame Mitverbrennung von schwierigen Alternativbrennstoffen kann negative Auswirkungen auf die Standzeit und Verfügbarkeit des Kessels haben und im schlimmsten Fall eine unplanmäßige Außerbetriebnahme des Kessels verursachen. Der Forschungsbedarf auf dem Gebiet der Ascheablagerung ist nach wie vor groß und ein besseres Verständnis der Verschlackungs- und Verschmutzungsprozesse ist hierbei unerlässlich
Einsatz innovativer Rußbläsersysteme zur effizienten Überhitzerreinigung mit Wasser
Dr.-Ing. Dimitri Mousko, Dipl.-Ing. Richard Zachay, Dipl-Ing. (FH) Jörg Beer, Dr.-Ing. Christian Mueller
Die in Großdampferzeugern und Industriekesseln eingesetzten Brennstoffe variieren heute von sortenreinen, hochqualitativen Brennstoffen bis zu Biomassen, Ersatzbrennstoffen und Brennstoffgemischen. Hieraus ergeben sich vielfältige Kombinationsmöglichkeiten von Brennstoffen mit der Konsequenz, dass sich Aschebeläge unterschiedlichster Zusammensetzung in den Anlagen bilden. Hierbei können Brennstoffe mit niedrigem Heizwert und einfacher Aschezusammensetzung, als auch Brennstoffe mit hohem Heizwert und komplexer Aschezusammensetzung zum Einsatz kommen. Im zweiten Fall können sich stark ausgeprägte Verschlackungen im Feuerraum bzw. hartnäckige Verschmutzungen auf den konvektiven Heizflächen bilden und neben reduzierter Wärmeübertragung unter Umständen zu intensiver Korrosion führen.
Das Regionenmodell – Basis detaillierter Analysen von Energieversorgungskonzepten
Dipl.-Phys. Tobias Schmid, Dipl.-Ing. Michael Beer
Zur Umsetzung der europäischen Richtungsentscheidungen beschloss die Bundesregierung am 23. August 2007 in Meseberg die Eckpunkte des Integrierten Energie- und Klimaprogramms (IEKP) [1]. Dieses nationale Maßnahmenpaket zu Klimaschutz, Ausbau der erneuerbaren Energien und Energieeffizienz soll sukzessive ein Erreichen der Klimaschutzziele bis 2020 sicherstellen.
Zehn Jahre HKW Cottbus – Erfahrungen aus dem Betrieb einer braunkohlegefeuerten Druckwirbelschichtanlage
Dipl.-Ing. Bernd Lipinski, Prof. Dr.-Ing. Hans-Joachim Krautz
Im Jahr 2010 blickt das Heizkraftwerk (HKW) Cottbus auf nunmehr zehn Jahre Betrieb zurück, die sehr ereignisreich waren. Ausgehend von den Anfängen der Planung gibt der Beitrag einen Überblick über die Stärken und Schwächen des Kraftwerkes – insbesondere die druckaufgeladene Wirbelschichttechnologie (PFBC-Technologie) und ihre Betriebsweise.
Stroh zu Strom und Wärme
Dr.-Ing. Stefan Vodegel, Dipl.-Ing. Werner-Friedrich Staab
Stroh stellt durch das enthaltene energiereiche Lignin ein energetisch interessantes Koppelprodukt der Nahrungsmittelproduktion dar. Dabei ist sein Anfall in Europa recht unterschiedlich. Achtzig Prozent des gesamten technisch verwertbaren Potentials (bezogen auf die alte EU15) fallen in nur fünf Ländern an (Frankreich, Deutschland, Großbritannien, Spanien, Dänemark) [1]. In Dänemark, wo die dänischen Elektrizitätswerke 1993 per Gesetz auf feste Vorgaben für den Stroheinsatz verpflichtet wurden [2], stehen etwa siebzig Prozent der installierten Strohheiz(kraft)werksleistung Europas.
KERENATM – ein fortschrittlicher Siedewasserreaktor der Generation 3+
Dr. Stephan Leyer, Doris Pasler, Dr.-Ing. Hans-Georg Willschütz, Steffen Pankow, Frank Diercks
Die KERENATM-Entwicklung begann 1992 als Siedewasserreaktor (SWR) 600-Entwicklung. Bis ins Jahr 2000 diente das Projekt im Wesentlichen der Erhaltung des Siedewasser Know-hows. Man erkannte allerdings bald, welches Potential die Vereinfachung des Anlagendesigns durch Integration passiver Sicherheitsfunktionen in Bezug auf Investitionskostenersparnis und Sicherheit der Anlage hat. Im Laufe der Entwicklung wurde die Leistung der Anlage auf 1.000 MW elektrisch erhöht. Damit war der Name SWR 1000, unter dem die Anlage lange Jahre bekannt war, geschaffen.
Experimentelle und analytische Untersuchungen zu passiven Komponenten des KERENATM-Konzeptes im Versuchsstand INKA
Dr.-Ing. Hans-Georg Willschütz, Frank Diercks, Dr. Stephan Leyer, Dr.-Ing. Anne Krüssenberg, Dr.-Ing. Frank Schäfer
Im April 2008 unterzeichneten der Energieversorger E.ON und der Hersteller AREVA eine Kooperationsvereinbarung über die Zusammenarbeit beim Bau neuer Kernkraftwerke und bei Weiterentwicklungen im Bereich der Kernkraftwerkstechnik. Weiterhin vereinbarten beide Parteien im November 2008 in einem Memorandum die gemeinsame Weiterentwicklung des Siedewasserreaktors KERENATM (vormals SWR1000) bis zur endgültigen Marktreife.
Die Verwendung von Thorium in Druckwasserreaktoren
Dr. Emil Fridman
Die Verwendung von Thorium (Th)-basierten Brennstoffkreisläufen als Alternative zum Uran (U)-Brennstoffkreislauf wurde ausgiebig in den Anfangsjahren der Kernenergienutzung zwischen Mitte der fünfziger und Mitte der siebziger Jahre erforscht. Obwohl der Nachweis zur Nutzung von Thorium in einer Reihe von thermischen und schnellen Systemen erbracht wurde, ist es nicht zur kommerziellen Anwendung von Thorium-Brennstoffen gekommen, bis das Interesse an Th-Brennstoffkreisläufen in den achtziger Jahren schließlich einschlief, vor allem wegen der großen Uranreserven und der Furcht vor nuklearer Proliferation.
Akzeptanzfragen bei der Endlagerung hochradioaktiver Abfälle
Dipl.-Ing. (BA) Beate Kallenbach-Herbert
Der Begriff Akzeptanz ist in der sozialwissenschaftlichen Diskussion mit verschiedenen Definitionen belegt. Gemäß der soziologischen Definition von Endruweit und Trommsdorf [5] ist Akzeptanz die Eigenschaft einer Innovation, bei ihrer Einführung positive Reaktionen der davon Betroffenen zu erreichen. Bei der Endlagerung radioaktiver Abfälle ist solch eine Akzeptanz durch die betroffene Bevölkerung erfahrungsgemäß nicht zu erwarten. Im aktuellen Eurobarometer zur nuklearen Sicherheit [7] gaben 70 % der befragten Deutschen an, eine Endlagerung radioaktiver Abfälle sei ihrer Meinung nach nicht sicher machbar. Nur 26 % der Befragten hielten die Machbarkeit einer sicheren Endlagerung für möglich.
Künftige Kernenergienutzung – Kerntechnische Ausbildung und Kompetenzerhalt in Deutschland –
Prof. Dr.-Ing. habil. Antonio Hurtado
Im Jahr 2009 haben Kernkraftwerke weltweit rund 13 % des gesamten Strombedarfs gedeckt und gleichzeitig klimawirksame Emissionen in der Größenordnung von etwa 2,5 Milliarden Tonnen CO2 vermieden. Ökonomische sowie versorgungssicherheitstechnische Aspekte sind wichtige Kriterien für den langfristigen Betrieb heutiger Anlagen und zugleich Maßstab für die bereits begonnenen Neubauprojekte und laufenden Planungen. So wurde in China im Jahr 2009 die Anzahl der in Bau befindlichen Kernkraftwerke mit zehn zusätzlichen Neuanlagen verdoppelt. Derzeit liegen in den USA Bauprojekte für die Errichtung von 26 Kernkraftwerksblöcken vor, und es sind 54 von 104 Reaktoren für die Laufzeit von sechzig Betriebsjahren lizenziert. In Belgien, Schweden und Italien haben die jeweiligen Regierungen ihre bisherigen Ausstiegspläne revidiert, so dass die Kernenergie einen elementaren Bestandteil der künftigen Energieversorgung darstellt. Kernenergie als klimaschonende, wirtschaftliche und versorgungssichere Option hat in den vergangenen Jahren sowohl weltweit als auch europaweit wieder an Bedeutung gewonnen.
Onlinesysteme zur Zustandsüberwachung von Rohrleitungen und dickwandigen Bauteilen in Neuanlagen
B. Eng. Joël Wagner
Der Betrieb und die Überwachung hoch beanspruchter Rohrleitungen und dickwandiger Kesselbauteile stehen vor neuen Herausforderungen. Durch die Europäische Union ist die Gesetzgebung für die Herstellung und den Betrieb der Komponenten von Druckgeräten europaweit teilweise erheblichen Änderungen unterworfen. Die Zustandsüberwachung betroffener Geräte wird durch die Druckgeräterichtlinie, die als Druckgeräteverordnung (14. GPSGV) in das deutsche Recht eingeführt wurde, bestimmt. [1] Mindestanforderung für den Bereich des Betriebes sind die Arbeitsschutzrichtlinien, die in Deutschland entsprechend der Betriebssicherheitsverordnung (BetrSichV) umgesetzt und durch Änderungen im technischen Regelwerk ergänzt werden. Der Bereich der Zustandsüberwachung ist neu zu betrachten, um als Kraftwerksbetreiber die von der Betriebssicherheitsverordnung und den Technischen Regeln für Betriebssicherheit (TRBS) vorgesehenen erweiterten Gestaltungsspielräume in ihrer Gänze zu nutzen.
Wirbelschichtanlagen – moderne Regelung und Betriebserfahrungen
Dipl.-Ing. Jürgen Morawa
Wirbelschichtfeuerungen bieten Eigenschaften wie hohen Feuerraum-Wirkungsgrad und exzellenten Wärmetransport bei geringen Emissionen. Schwierige Brennstoffe, wie Brennstoffe mit geringem Heizwert, hohem Aschegehalt oder hohem Wassergehalt können gut genutzt werden. Die Flexibilität der Wirbelschichtfeuerung gegenüber Schwankungen in der Brennstoffzusammensetzung und -qualität zählt ebenfalls zu den großen Vorteilen
Untersuchung des Einflusses von dicht gepackten Tauchheizflächen auf die Eigenschaften von Wirbelschichten mit numerischer Strömungssimulation
Dipl.-Ing. Matthias Schreiber, M.Sc. Teklay Weldeabzgi Asegehegn, Prof. Dr.-Ing. Hans-Joachim Krautz
Am Lehrstuhl Kraftwerkstechnik der Brandenburgischen Technischen Universität (BTU) Cottbus wird seit 2002 intensiv an der effizienten Trocknung von Braunkohle in einer druckaufgeladenen Dampfwirbelschicht geforscht. Die Ergebnisse der experimentellen Untersuchungen an der vorhandenen Technikumsanlage zeigten, dass einige für die Fragestellung des Scale-up und der Verfahrensoptimierung wichtige fluiddynamische Details der Wirbelschicht wie Geschwindigkeitsfelder und Partikelkonzentrationen nicht oder nur mit sehr hohem messtechnischen Aufwand ermittelt werden können.
Simulation der Dynamik von Steinkohledampferzeugern beim Anfahren, im Lastbetrieb und bei Betriebsstörungen
Dipl.-Ing. Michael Heim, Dipl.-Ing. Thomas Ferrand, Dipl.-Ing. Frank Kluger
Angesichts des fortschreitenden Ausbaus alternativer Energien kommt der Dynamik konventioneller, fossil befeuerter Dampfkraftwerke eine wachsende Bedeutung zu. Es ist damit zu rechnen, dass neue Kohlekraftwerke, welche zunächst überwiegend für Grundlastzwecke vorgesehen sind, in Zukunft vermehrt auch für die Mittellast herangezogen werden. Gleichzeitig sind die derzeit in der Planung bzw. im Bau befindlichen Kohlekraftwerke, allein schon aufgrund der CO2-Problematik, für sehr hohe Dampfparameter mit entsprechend hohem Wirkungsgrad konzipiert. Hinzu kommt ein möglichst Kosten/Nutzen-optimiertes Design der Anlagen, welches sich beispielsweise in einer einstraßigen Ausführung der Luft- und Rauchgaswege des Dampferzeugers widerspiegelt.
Wärmestromdichtemessung zur Belagsbestimmung
Dipl.-Ing. Sebastian Grahl, Professor Dr.-Ing. Michael Beckmann
Verfahren zur Wärmestromdichtemessung sind seit längerer Zeit bekannt, was sich auch in der Vielzahl der unterschiedlichen Messverfahren widerspiegelt. Eine Anwendung in Dampferzeugern erfolgte in der Vergangenheit vor allem im Zusammenhang mit der Festlegung und Kontrolle bestimmter Grenzwerte für die Flächen-, Querschnitts- und Volumenbelastungen, die als Kriterien für die Dimensionierung von Dampferzeugern dienen. Für einen wirtschaftlichen und stabilen Betrieb bei hoher Verfügbarkeit – auch unter Teillast – müssen bei der Auslegung die dafür wichtigsten Parameter berücksichtigt werden. Namentlich sind das die Wärmeübertragung, also der Verdampfungsprozess, die thermische Belastung der Überhitzer, die Kesselaustrittstemperatur, Schadstoffbildungsprozesse bei der Verbrennung und die während des Betriebs auftretenden Verschmutzungen der Wärmeübertragungsflächen.
Entwicklung eines flexiblen Feuerungssystems zur Verbrennung von Schwachgasen in Mikrogasturbinen-Brennkammern
Dr.-Ing. Jörg Leicher, Dr.-Ing. Anne Giese, Prof. Dr.-Ing. Viktor Scherer, Dipl.-Ing. Tim Schulzke
Im Rahmen eines AiF-Gemeinschaftsvorhabens (IGF-Förderkennzeichen: 14472N) hat das Gaswärme-Institut e.V. Essen (GWI) in Zusammenarbeit mit den Projektpartnern Fraunhofer Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik, Oberhausen (UMSICHT) und dem Lehrstuhl für Energieanlagen und Energieprozesstechnik der Ruhr-Universität Bochum (LEAT) ein flexibles Feuerungssystem mit kontinuierlicher Luftstufung zur Verbrennung von Schwachgasen in Mikrogasturbinen-Brennkammern entwickelt und seine Funktionstüchtigkeit und Vorteile unter realen Einsatzbedingungen in einer Mikrogasturbine vom Typ T100 (Qth = 350 kW) der Firma turbec (MGT T100) nachgewiesen.
Kamerabasierte Analyse und Regelung von Mehrstoffbrennern
Dr.-Ing. Jörg Matthes, Dipl.-Ing. Patrick Waibel, Dr. Hubert B. Keller, Dr.-Ing. Hans-Joachim Gehrmann, Prof. Dr.-Ing. Thomas Kolb
Bei technischen Mehrstoffbrennern in Kraftwerken und verfahrenstechnischen Anlagen kommen in zunehmendem Maße minderwertige Brennstoffe biogener und fossiler Herkunft (Low Rank-Fuels) zum Einsatz. Zum einen besitzen diese gegenüber Standardbrennstoffen größere Schwankungen in den Einsatzstoffeigenschaften, z.B. in der Partikelgrößenverteilung oder Feuchte, und können daher zu einem deutlich vom Standardbrennstoff abweichenden Verbrennungsverhalten führen. Außerdem bewirken unterschiedliche Brennstoffzusammensetzungen unterschiedliche Verschleiß- und Verschmutzungserscheinungen. Zum anderen besteht für moderne Prozesse und dezentrale Kraftwerkskonzepte die Forderung nach einer schnellen Adaptionsfähigkeit des Brennerbetriebs an aktuelle Lastforderungen.
Co-Verbrennung von Ersatzbrennstoffen in Kraftwerksfeuerungen
Dr.-Ing. Hans-Joachim Gehrmann, Dr.-Ing. Michael Nolte, Prof. Dr.-Ing. Thomas Kolb, Prof. Dr.-Ing. Helmut Seifert, Dipl.-Ing. Patrick Waibel
Die Herausforderungen der nahen Zukunft sind groß: In den nächsten zwanzig Jahren wird mit einem Bevölkerungswachstum von 25 % von 6,5 Milliarden Menschen im Jahr 2008 auf 8,2 Milliarden im Jahr 2028 gerechnet (Abbildung 1). Insbesondere die Energienachfrage der Schwellenländer (China, Indien) wird zu weiter steigenden CO2-Emissionen führen, wenn nicht gleichzeitig die Effizienz der Energieumwandlungsketten und der Einsatz aller regenerativ verfügbaren Quellen forciert werden. Hohe elektrische Wirkungsgrade mit bis zu 46 % werden z.B. in Steinkohlekraftwerken erreicht. Durch Co-Verbrennungstechnologien können diese hohen Wirkungsgrade prinzipiell auch für minderwertige Brennstoffe (Low Rank Fuels (LRF), wie Biomassen, Ersatzbrennstoffe (EBS)) im Vergleich zur Steinkohle nutzbar gemacht werden.
Wirkungsgradsteigerung von Kohlekraftwerken mit Hilfe von CFD-Simulationen der Luft- und Rauchgaskanäle in bestehenden Anlagen
Daniel Depta, Dipl. Ing. Nils Oldhafer
Der vorliegende Beitrag befasst sich mit einem Monoblock-Steinkohlekraftwerk mit 750 MWel Bruttoleistung. Er ist ein Auszug aus dem Abgabebericht für das betreffende Kraftwerk. Die Luft- und Rauchgaskanäle des Kraftwerks weisen in einigen Kanalabschnitten strömungstechnisch ungünstige Geometrien auf. Dies führt zu einem erhöhten Eigenstrombedarf des Kraftwerks aufgrund der erhöhten Leistungsaufnahme der Luft- bzw. Rauchgasgebläseeinheiten. Der gewählte Abschnitt des Rauchgaskanals ist zweigeteilt und in seiner gesamten Anordnung symmetrisch.
Bildgebende Messverfahren und CFD-Simulation für die Energieverfahrenstechnik
PD Dr.-Ing. habil. Uwe Hampel, Dr. rer. nat. Dirk Lucas, Dipl.-Ing. Christophe Vallée, Dr.-Ing. Thomas Höhne, Dipl.-Ing. Matthias Beyer
Die Entwicklung und Validierung leistungsfähiger Computational Fluid Dynamics (CFD) Codes stellt einen Schwerpunkt der heutigen internationalen Forschungsund Entwicklungsarbeiten im Bereich der Strömungsmechanik dar. CFD-Codes erlauben es, komplexe strömungsmechanische Vorgänge nach- und vorauszuberechnen und erlangen damit eine breite Anwendung in allen Industriebereichen, in denen Strömungsvorgänge eine Rolle beim Produkt-, Anlagen- und Prozessdesign spielen. So werden heute neue Designs in der Luftfahrtindustrie, dem Schiff- und Fahrzeugbau sowie für Wind- und Wasserkraftanlagen grundsätzlich durch CFD-Rechnungen begleitet.
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