Kraftwerkstechnik. Vorlesungsskript Hochschule Hannover Prof. Dr. Ing. H. Janßen

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1 Kraftwerkstechnik Vorlesungsskript Hochschule Hannover Prof. Dr. Ing. H. Janßen

2 Organisation Prof. Dr. Ing. H. Janßen Büro: Sprechzeiten: Institut für Energie- und Klimaschutz Stammestr. 115 Bekanntgabe zum Semesterbeginn oder nach Absprache Vorwort Der Inhalt dieses Skriptes dient ausschließlich als Begleit- und Ergänzungsmaterial zur Vorlesung Kraftwerkstechnik, sowie zur Klausurvorbereitung. Es ersetzt dabei keinesfalls weiterführende Literatur, die für eine wissenschaftliche Recherche oder weiterführende Arbeiten heranzuziehen ist. Die Rechte an diesem Skript unterliegen dem Verfasser, der keinesfalls für die Vollständigkeit und Richtigkeit der Unterlagen garantiert. Eine weitere Verwendung des Textes und der Abbildungen verlangt eine Genehmigung des Verfassers. Kraftwerkstechnik Seite 1

3 Inhaltsverzeichnis 1 Einführung Energiebedarf im Laufe der Geschichte Energieerzeugung und Verbrauch in Deutschland Grundlast, Mittellast und Spitzenlast Definition Kraftwerk Der Clausius Rankine Prozess Wirkungsgradsteigerung Wirtschaftlichkeitsaspekt der Wirkungsgradsteigerung Maßnahmen zur Wirkungsgradsteigerung Änderung der Kühlwassertemperatur Erhöhung der Frischdampftemperatur Carnotisierung Zwischenüberhitzung Regenerative Luftvorwärmung Kombinationskraftwerke Prozessbeschreibung Wirkungsgrad eines Kombinationskraftwerks Der IGCC Prozess Prozessbeschreibung Vorteile gegenüber konventionellen Kraftwerken Forschung am IGCC - Prozess Dampferzeugersysteme Bauteile in einem Dampferzeuger Mischvorwärmer Speisewasservorwärmer Entgaser Speisewasserbehälter Economizer Trommel und Abscheideflasche Dampferzeugerbauarten Naturumlauf Funktion Vor- und Nachteile von Naturumlaufdampferzeugern Kraftwerkstechnik Seite 2

4 6.3.3 Einsatz Zwangsumlauf- Dampferzeuger Funktion Vorteile gegenüber dem Naturumlaufdampferzeuger Rohrleitungsverlauf in einem Zwangsumlaufdampferzeuger Zwangsdurchlauf Dampferzeuger Funktion und Konstruktion Vor und Nachteile von Zwangsdurchlaufdampferzeugern Zwangsdurchlauf im Betrieb Zwangsdurchlauf mit Volllastumwälzung Feuerungsarten in Kraftwerken Gasfeuerung Injektormischung Parallelstrommischung Drallmischung Mischvorgang bei Luftstufung Ölfeuerung Funktion Zerstäuberbauarten Feststofffeuerung Rostfeuerung Wirbelschichtfeuerung Staubfeuerung Kohlevorbereitung Schüsselmühle Schlagradmühle Brennerversorgung Leistungsregelung in einem Kraftwerk Fahrweise eines Kraftwerks Verfahren der Leistungsregelung an der Turbine Festdruckverfahren ( Drosselverfahren) Gleitdruckverfahren Modifizierter Gleitdruck Kraftwerkstechnik Seite 3

5 9.3 Frischdampfdruck und Turbinenventilöffnung in Abhängigkeit von der Last und vom angewandten Regelverfahren Rauchgasreinigung Entstickung Entstaubung Entschwefelung CO 2 Abscheidung Abscheideanlagen (post combustion process) Verbrennung mit Sauerstoff (oxyfuel combustion) Brennstoffumwandlung (pre combustion process) Lagerung Kernkraftwerke Radioaktiver Zerfall und Bindungsenergie Bindungsenergie Energiefreisetzung an einem Uran 235 Kern Kettenreaktion Unkontrollierte Kettenreaktion Moderierte Kettenreaktion Nachzerfallswärme Brennstoffkreislauf Brennstab Brennelement Reaktortypen Siedewasserreaktor (SWR) Druckwasserreaktor (DWR) Brutreaktoren Hochtemperaturreaktor Sicherheitstechnische Maßnahmen Endlagerung von Abfällen Quellen und Literaturverzeichnis Literaturquellen Onlinequellen weitere Quellen Abbildungsverzeichnis Kraftwerkstechnik Seite 4

6 1 Einführung 1.1 Energiebedarf im Laufe der Geschichte Der spezifische Energiebedarf des Menschen hat sich im Laufe der Evolution von ca. 100 W/Kopf auf ca. 6,5 kw/ Kopf um den Faktor fünfundsechzig vergrößert. Bis zur Nutzung des Feuers vor etwa Jahren, andere Quellen besagen vor etwa Jahren, konnte der Mensch seinen Leistungsbedarf nur durch selbstständiges Arbeiten decken. Er war nicht in der Lage, größere Mengen von Arbeit gezielt bereitzustellen, geschweige denn zu speichern. Der Verbrauch lag damals bei etwa 100 W/Kopf, wie der Abbildung 1 zu entnehmen ist. Abbildung 1: Energiebedarf und Quellen in der Geschichte der Menschheit [1] Durch die Nutzung des Feuers war der Mensch nun in der Lage Wärme gezielt, z.b. zum Garen von Lebensmitteln, zum Heizen oder später zum Schmelzen von Metallen zu nutzen. Diese Erkenntnis half ihm jedoch noch nicht weiter, die Wärme in mechanische Arbeit umzuwandeln. Erst Jahre später gelang es dem Menschen durch die Nutzung von Haustieren und Wind mechanische Energie z.b. zum Mahlen von Getreide oder zum Transport von Waren bereitzustellten. Durch diesen Fortschritt stieg natürlich auch der pro Kopf-Bedarf. Allerdings war das Leistungsvermögen der Haustiere begrenzt, da diese nicht kontinuierlich Arbeit verrichten konnten und auch nur eine bestimmte Menge bereitstellen konnten. Mit der Erfindung der Dampfmaschine durch Thomas Newcomen und Thomas Savery und deren Weiterentwicklung durch James Watt im 18. Jahrhundert gelang es der Menschheit erstmalig Wärme in mechanische Energie umzuwandeln. Ein Meilenstein in der Technikgeschichte, denn dadurch ließ sich auch erstmalig die in Brennstoffen gespeicherte Energie technisch nutzen. Dies war der Beginn der Industrialisierung. Als Hauptprimärenergieträger wurde hier zunächst auf den fossilen Energieträger Kohle gesetzt, der sich kostengünstig fördern ließ, eine hohen Betrag an gespeicherter Energie enthielt und in großen Mengen vorhanden war. Im Laufe der Geschichte stieg der Energiebedarf im Zuge der vorschreitenden Industrialisierung immer weiter an, da der Mensch nun in der Lage war, mechanische Arbeit praktisch überall und kontinuierlich bereitzustellen. Kraftwerkstechnik Seite 5

7 Anfang des 20. Jahrhunderts gewann die elektrische Energie immer mehr an Bedeutung und es mussten Verfahren geschaffen werden, um die Versorgung mit großen Mengen überall sicherzustellen. Die ersten Kraftwerke entstanden, die aus fossilen Energieträgern in einem Dampfprozess die chemische Energie von z.b. Kohle zuerst in mechanische und dann in elektrische umwandelten. Nach und nach kamen weitere Primärenergieträger wie Erdöl, Erdgas und Uran hinzu. Ebenso trug die Erfindung des Automobils dazu bei, dass der Energiebedarf im 20. Jahrhundert so drastisch anstieg. Durch die nun geschaffene Mobilität gewann der Mensch ein neues Komfortgut hinzu, das aus der heutigen hochtechnisierten Welt nicht mehr wegzudenken ist. Auch in naher Zukunft wird der Energiebedarf pro Kopf immer weiter ansteigen. Zum einen werden immer mehr Prozesse, sei es im Haushalt oder in der Industrie automatisiert, was elektrischen Strom als Hauptenergiequelle benötigt. Zum anderen gelangen immer mehr Staaten zu Wohlstand, was mit einem technischen Ausbau und einem damit automatisch höheren Energieverbrauch verbunden ist. 1.2 Energieerzeugung und Verbrauch in Deutschland Der Primärenergiebedarf in Deutschland lag Jahr 2010 bei 13,8 EJ (13,8 * J); Tendenz steigend. Bezogen auf die verschiedenen Primärenergieträger lässt sich der Verbrach in Deutschland folgendermaßen aufteilen. Primärenergieverbrauch in EJ 10^18 J pro Jahr 1,312; 10% 1,514; 11% 1,515; 11% 1,694; 12% 3,048; 22% 4,722; 34% Mineralöl Erdgas Steinkohle Braunkohle Kernbrennstoffe erneuerbare Energien Abbildung 2:Primärenergieverbrach in Deutschland [33] Die größten Anteile an Primärenergie werden durch Mineralöl und Erdgas gedeckt. Diese werden größtenteils im Mobilitätssektor und zur Wärmeproduktion für Gebäude verfeuert. Die anderen Energieträger wie Braun- und Steinkohle, Kernbrennstoffe, aber auch die erneuerbaren Energien finden hauptsächlich in der Stromproduktion Anwendung. Kraftwerkstechnik Seite 6

8 In der Stromproduktion decken Kohle- und Kernenergie rund 2/3 der Stromversorgung und stellen damit die Stütze der Deutschen Stromproduktion dar. Erneuerbare Energien machen momentan einen Anteil von ca. 15 % aus, der bis 2025 auf 25 % steigen und vor allem die Kernenergie ablösen soll. Die nachfolgende Abbildung stellt die Stromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland dar: Abbildung 3:Stromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland [23] Als Abnehmer für den produzierten Strom kommen verschiedene Verbraucher in Frage. Der Großteil des produzierten Stroms wird von der Industrie verbraucht, die etwa 60% abnimmt. Weitere 25 % entfallen auf die privaten Haushalte. Der restliche Stromverbrauch teilt sich auf öffentliche Einrichtungen, den Verkehr (unter anderem die DB) und die Landwirtschaft auf. Die genauen Zahlen sind noch einmal in der nachfolgenden Abbildung zusammengestellt: Kraftwerkstechnik Seite 7

9 Abbildung 4: Stromverbrauch nach Abnehmern in Deutschland [23] 1.3 Grundlast, Mittellast und Spitzenlast Über den Tag hin ist der Stromverbrauch in Deutschland nicht konstant, sondern schwankt. Dabei wird die Lastverteilung in drei Stufen unterteilt: Grundlast, Mittellast und Spitzenlast. Die Grundlast stellt den Bereich des Strombedarfs dar, der über den ganzen Tag bereitstehen muss. Bei Grundlastkraftwerken handelt es sich in der Regel um Großkraftwerke, die unter Volllast günstig Strom produzieren und sich schlecht im Bezug auf die Last regeln lassen. Im Grundlastbereich werden Kernund Braunkohlekraftwerke eingesetzt. Abbildung 5: Stromverbrauch in Deutschland an einem Januartag [19] Die Mittellast deckt die Laständerung, die zwischen Tag- und Nachtbedarf auftritt. Wie in der oben stehenden Abbildung zu Kraftwerkstechnik Seite 8

10 sehen, steigt der Strombedarf ab etwa 6 Uhr morgens an und fällt gegen 22 Uhr wieder ab. Hier kommen Kraftwerke zum Einsatz, die sich einigermaßen schnell regeln lassen. Dieser Bereich wird hauptsächlich von Steinkohlekraftwerken gedeckt, die sich über einen breiten Bereich regeln lassen und mittelmäßige Leistungen aufweisen. Spitzenlasten treten nur über einen kurzen Zeitraum in den frühen Morgenstunden, gegen Mittag und um 18 Uhr auf, wenn der Großteil der Bevölkerung von der Arbeit nach Hause kommt. Zur Deckung der Spitzenlast stehen kleine Anlagen bereit, die sich innerhalb von Minuten an- und abfahren lassen, deren Dauerbetrieb aus wirtschaftlicher Sicht jedoch nicht rentabel ist. Als Spitzenlastkraftwerke werden Gasturbinen- und Pumpspeicherkraftwerke eingesetzt. Durch den Einsatz von passenden Kraftwerkstypen in den unterschiedlichen Lastbereichen ist in Deutschland eine sichere Energieversorgung realisierbar. Die nachfolgende Tabelle gewährt einen groben Einblick auf die wichtigsten Daten des deutschen Kraftwerksparks. Tabelle 1: Daten zum deutschen Kraftwerkspark Kriterium Gesamtleistung des deutschen Kraftwerksparks maximal abgeforderte Leistung Reserveleistung mittlerer Wirkungsgrad im Kraftwerkspark in Deutschland produzierte Strommenge Größe 120 GW 80 GW 40 GW 0, TWh 1.4 Definition Kraftwerk Ein Kraftwerk ist eine technische Anlage zur Erzeugung von elektrischem Strom. Dabei wird Energie, meist thermische, über an das Verfahren angepasste Schritte zunächst in mechanische und anschließend über einen Generator in elektrische umgewandelt. Manche Kraftwerksanlagen stellen neben elektrischer Energie auch thermische Energie bereit. Kraftwerkstechnik Seite 9

11 2 Der Clausius Rankine Prozess Der thermodynamische Vergleichsprozess nach dem ein Kraftwerksprozess abläuft heißt Clausius Rankine Prozess oder kurz CRP. Die folgende Abbildung zeigt den CRP sowohl im Fließbild, als auch im h,s-diagramm: Diagramm 1: Clausius - Rankine Prozess [32] Die folgende Beschreibung des Prozesses sowie die Darstellung im h,s Diagramm beziehen sich auf den idealen CRP: Trockener überhitzter Dampf wird in einer Dampfturbine (oder Kolbenmaschine) isentrop entspannt {1-2}. Der entspannte Dampf wird daraufhin durch den Kondensator geleitet und verflüssigt. Dabei findet idealerweise eine isobare Wärmeabfuhr statt {2-3}. Mittels der Speisewasserpumpe wird das Kondensat isentrop auf ein höheres Druckniveau gebracht {3-4}. Im Dampferzeuger wird das Wasser durch isobare Wärmezufuhr zuerst auf den Siedepunkt erhitzt {4-5} und anschließend komplett verdampft {5-6}. Der Überhitzter, ebenfalls ein Bauteil des Dampferzeugers überhitzt den trockenen Dampf nochmals weiter {6-1}. Auch dieser Vorgang verläuft isobar. Die eingeschlossene Fläche der thermodynamischen Zustandsänderungen gibt dabei die frei werdende Arbeit an. Der durchschnittliche Wirkungsgrad im Kraftwerkspark in Deutschland liegt bei 0,35%.; weltweit liegt er sogar nur bei rund 30%. Kraftwerkstechnik Seite 10

12 3 Wirkungsgradsteigerung 3.1 Wirtschaftlichkeitsaspekt der Wirkungsgradsteigerung Das folgende Beispiel soll verdeutlichen, wie sich eine Wirkungsgradsteigerung um einen Prozentpunkt auf die Wirtschaftlichkeit eines Dampferzeugers und damit verbunden auf das Kraftwerk auswirkt: Tabelle 2 Brennstoff und Geldeinsparung Betriebsstunden pro Jahr [h/a] Einsparung an Brennstoff [t/a] Kohlepreis pro Tonne [ /t] Gewinn durch den eingesparten Brennstoffstrom [ ] 100 MW 500 MW Wie man der Tabelle entnehmen kann, lohnt es sich, eine Wirkungsgradsteigerung nicht nur aus ökologischer Sicht durchzuführen, sondern auch um die Einkaufskosten an Primärenergieträgern zu verringern. Dadurch können erhebliche Einsparungen in der Anschaffung getätigt werden, wobei die Verringerung der Transportkosten aufgrund kleinerer Transportvolumina noch gar nicht berücksichtigt wurden. Zudem bewirkt die Leistungssteigerung auch einen Anstieg der gewonnenen elektrischen Leistung, bzw. Arbeit, die zusätzlich noch an die Kunden verkauft werden kann. 3.2 Maßnahmen zur Wirkungsgradsteigerung Der maximal mögliche thermische Wirkungsgrad des CRP ist gleich dem Carnotwirkungsgrad. Dieser berechnet sich nach der Formel: = =1 = Zur Wirkungsgradsteigerung gibt es somit also mehrere Möglichkeiten, die nun im Einzelnen betrachtet werden: Änderung der Kühlwassertemperatur Eine Möglichkeit der Wirkungsgradsteigerung würde darin bestehen, das Kondensat so weit wie möglich herunterzukühlen. Im Idealfall würde dies der Umgebungstemperatur bzw. der Kühlwassertemperatur entsprechen, ansonsten würde das Kühlsystem zusätzliche Energie benötigen und die Kühlung wäre somit nichtig. Thermodynamisch betrachtet hätte eine Absenkung der Kraftwerkstechnik Seite 11

13 Kondensattemperatur eine Verringerung des Kondensationsdrucks zur Folge, wodurch ein größeres Druckgefälle in der Turbine genutzt werden kann. Theoretisch lässt sich das Kondensat auch auf annähernd Umgebungstemperatur bzw. Kühlwassertemperatur kondensieren, doch wird dafür ein sehr großer Volumenstrom an Kühlmittel benötigt. Es muss also hier abgewogen werden, in wie weit eine Absenkung sinnvoll ist, da ab einem gewissen Punkt die Ventilatoren/Pumpen mehr Energie benötigen, als man durch die Wirkungsgradsteigerung des CRP gewinnt Erhöhung der Frischdampftemperatur Eine der größten Verlustquellen in einem Kraftwerk besteht darin, dass ein Großteil der von den Brennern zugeführten Wärme nicht genutzt wird, da die Frischdampftemperatur deutlich unter der Flammtemperatur liegt. Wie viel Wärme dabei allein theoretisch verloren geht, soll das folgende Beispiel verdeutlichen: Flammtemperatur: Frischdampftemperatur: = 1200 " =1473 & ' = 600 " = 873 & Zugeführte Wärme: )* = , Die Leistung die dabei verloren geht, errechnet sich aus der zugeführten Leistung und dem Carnotwirkungsgrad des Wärmeübergangs: )*- =)* = )* /1 0=)* /1 ' 0 =1000 +, /1 873 & 1473 & Je höher also die Frischdampftemperatur gewählt wird, desto höher ist auch die zugeführte Temperatur bezogen auf den CRP und desto mehr Wärme kann aus der Verbrennung technisch genutzt werden. Bei modernen Kraftwerken liegt die Frischdampftemperatur bei ungefähr 600 C (873 K). Eine weitere Erhöhung der Frischdampftemperatur wäre also sinnvoll. Herkömmliche Stahllegierungen kommen jedoch bei 600 C an ihre werkstoffseitigen Grenzen. Eine weitere Frischdampftemperaturerhöhung ist zwar durch die Wahl geeigneter Werkstoffe möglich, indem man die Rohre aus Nickel und Zirkonlegierungen fertigt, doch sind diese Verfahren zum einen noch nicht großtechnisch erprobt und zum anderen aufgrund der hohen Investitionskosten beim Aufbau derartiger Anlagen noch zu unwirtschaftlich Carnotisierung Der Begriff Carnotisierung bedeutet so viel wie das Angleichen des idealen CRP an den Carnotprozess. Dabei wird das Kondensat, bevor dieses in den Verdampfer geleitet wird, bis auf Siedetemperatur erhitzt. Zur Carnotisierung stehen zwei Kraftwerkstechnik Seite 12

14 Verfahren zur Verfügung, die in den meisten Anlagen in kombinierter Form genutzt werden: Rauchgasseitige Speisewasservorwärmung Die rauchgasseitige Speisewasservorwärmung erfolgt mithilfe des so genannten Economizers. Bei dem Economizer handelt es sich um einen Rohrbündelwärmeübertrager, der sich an letzter Stelle im Dampferzeuger befindet. Hier liegt die Rauchgastemperatur zwischen C und kann somit nicht mehr zum Verdampfen oder Überhitzen genutzt werden. Der Economizer nutzt hingegen noch dieses Restwärme des Rauchgases um die Temperatur des kalten Speisewassers zu erhöhen. Dadurch steigt die Ausbeute der durch die Brenner bereitgestellten Wärme. Zudem muss im Verdampfer keine Energie mehr aufgebracht werden, um das Speisewasser auf Siedetemperatur zu bringen Regenerative Speisewasservorwärmung (Anzapfdampfvorwärmung) Die regenerative Speisewasservorwärmung ist meistens der rauchgasseitigen Speisewasservorwärmung vorgeschaltet. Bei diesem Verfahren erfolgt die eigentliche Vorwärmung des Speisewassers mit Anzapfdampf, welcher der Turbine am MD- und HD- Teil entnommen wird. Je geringer die Temperaturdifferenz zwischen Anzapfdampf und dem vorzuwärmenden Speisewasser ist, desto effektiver verläuft dieser Prozess rein thermodynamisch betrachtet. Eine Vorwärmung erfolgt deshalb nach dem Gegenstromprinzip und in mehreren Stufen. Dabei werden die einzelnen Stufen in ND-, MD- und HD Stufen unterteilt. Die ND- Stufen befinden sich zwischen der Kondensatpumpe und der Speisewasserpumpe, der MD- Vorwärmer ist ebenfalls vor der Speisewasserpumpe angebracht und meistens in den Speisewasserbehälter integriert. Die HD- Vorwärmer befinden sich hinter der Speisewasserpumpe. In der nachfolgenden Abbildung ist das Fließschema der regenerativen Speisewasservorwärmung nachgestellt: Kraftwerkstechnik Seite 13

15 Abbildung 6: Fließschema der Regenerativen Speisewasservorwärmung [1] Die ND- und HD- Vorwärmer sind meistens als Rohrbündelwärmeübertrager ausgeführt, die nach dem Gegenstromprinzip arbeiten. In den Rohrleitungen befindet sich das Speisewasser, welche vom heißen Dampf umströmt werden. Nachdem der Dampf seine Wärme an das Speisewasser abgegeben hat, ist dieser schon teilweise kondensiert und wird in den Kondensator geleitet. Somit wird der Anzapfdampf wieder dem Wasser- Dampf- Kreislauf zugeführt. Der Mischvorwärmer ist meist als so genannter Mischentgaser ausgeführt. Dabei wird der Dampf im Gegenstrom in das Speisewasser eingeleitet. Der Dampf gibt Wärme an das Wasser ab und kondensiert. Eine Regelung sorgt dafür, dass nur so viel Dampf zugeführt wird, damit das Speisewasser ca. 2 K unter dem Siedepunkt gehalten wird. Dadurch können korrosive Gase wie CO 2 und O 2 ausgetrieben werden, die anschließend mit einer Vakuumpumpe abgezogen werden. Der Mischvorwärmer wirkt also als Vorwärmer und Entgaser. Kraftwerkstechnik Seite 14

16 3.2.4 Zwischenüberhitzung Funktion und Aufbau Um das von der Turbine nutzbare Enthalpiegefälle zu erhöhen und somit die Brennstoffausnutzung weiter zu steigern, wird in Dampferzeugern ein Zwischenüberhitzer eingebaut. Bei einem Zwischenüberhitzer handelt es sich um einen rauchgasseitig betriebenen Rohrbündelwärmeübertrager, der in der Regel vor dem Economizer im Rauchgasstrom angebracht wird. Der Zwischenüberhitzer ist in mehrere Pakete aufgeteilt und wird nach dem Gegenstromprinzip betrieben. Die einzelnen Pakete bilden dann wieder eine Zwischenüberhitzerstufe. Technisch gesehen ist nur eine Zwischenüberhitzerstufe wirtschaftlich sinnvoll, sodass eigentlich keine Kraftwerke mit mehreren Stufen existieren. Im Zwischenüberhitzer wird der teilweise entspannte Dampf aus dem Hochdruckteil der Turbine ein weiteres Mal überhitzt, wodurch die spezifische Enthalpie des Dampfes noch einmal erhöht wird. Nach Verlassen des Zwischenüberhitzers wird der Dampf dann im MD- und ND- Teil der Turbine näherungsweise isentrop auf den Kondensatordruck entspannt. Wie in der nachfolgenden Abbildung zu sehen, kann ein zweites Enthalpiegefälle in der Turbine genutzt werden. Dadurch vergrößert sich die Fläche unter der Kurve und somit erhöht sich auch die technisch nutzbare Arbeit. Abbildung 7:CRP mit Zwischenüberhitzung im h,s Diagramm [1] Kraftwerkstechnik Seite 15

17 Dampfdruck am Zwischenüberhitzer In der nachfolgenden Abbildung ist die Abhängigkeit des thermischen Wirkungsgrades (rote Kurve) über das Druckverhältnis zwischen Eintrittsdruck - Zwischenüberhitzer zum Eintrittsdruck in der HD Stufe dargestellt. Abbildung 8: thermischer Wirkungsgrad in Abhängigkeit von Druckverhältnis Eintrittsdruck - ZÜ zu Eintrittsdruck HD Teil für einen Dampferzeuger mit den Parametern: p HD = 18 MPa, T HD = T ZÜ = 540 C [7] Dabei wird der höchste Wirkungsgrad bei einem Druckverhältnis von 0,23 0,25 erreicht. Eine Abweichung von diesem Verhältnis führt zu einer sofortigen und steilen Wirkungsgradsenkung, wobei ein Unterschreiten des Druckverhältnisses auf den Prozess eine gravierendere Wirkung hätte als ein Überschreiten. Zusammenfassend lässt sich sagen, dass eine Einhaltung des Druckverhältnisses sowohl nach technischen als auch nach wirtschaftlichen Aspekten von großem Vorteil ist. Kraftwerkstechnik Seite 16

18 Dampftemperaturregelung Ein weiterer Parameter, der für einen hohen Wirkungsgrad von Bedeutung ist, ist ein konstanter Frischdampfzustand im Zwischenüberhitzer, damit eine optimale Expansion in der Turbine gewährleistet ist. So muss die Temperatur am Zwischenüberhitzereintritt bei allen Lastzuständen immer konstant gehalten werden, damit der Wirkungsgrad des Zwischenüberhitzers eingehalten werden kann. Jedoch ist die Wärmeabgabe im Dampferzeuger von der Last abhängig. Mit abnehmender Last sinkt auch die Wärmemenge, die zur Verfügung steht, und somit auch die Temperatur des Dampfes. Wird die Last erhöht, steigt die zur Verfügung stehende Wärmemenge und die Dampftemperatur steigt. Um die konstanten Frischdampfzustände halten zu können, werden die nachfolgenden Verfahren zur Dampftemperaturregelung eingesetzt: Einspritzkühlung Der Einspritzkühler stellt das am meisten angewendete Verfahren dar, da es einfach im Aufbau und somit günstig im Bezug auf die Investitionskosten ist. Bei der Einspritzkühlung wird ein Teilstrom des Speisewassers hinter der Speisewasserpumpe als Einspritzwasser abgezweigt. Dieses wird dann dem Dampfstrom vor den einzelnen Überhitzerflächen über einen speziellen Düsenstock hinzu gemischt. Abbildung 9: Längsschnitt durch einen Einspritzkühler [7] In der folgenden Tabelle sind die Vor und Nachteile der Einspritzkühlung aufgelistet: Kraftwerkstechnik Seite 17

19 Tabelle 3: Vor - und Nachteile der Einspritzkühlung Vorteile Nachteile - schnelle Absenkung der - nur eine Abkühlung der Temperatur durch kühles Dampftemperatur möglich Speisewasser - einfache und günstige Lösung - Senkung des Wirkungsgrades durch Enthalpieverluste im Dampf Oberflächenkühler: Im Gegensatz zur Einspritzkühlung erfolgt die Oberflächenkühlung mithilfe von Wärmeübertragern. Diese sind zwar im Bezug zu dem Einspritzkühler komplizierter im Aufbau, erlauben aber eine genauere Regelung. Zudem wird der Wirkungsgrad durch die Oberflächenkühlung nicht abgesenkt. Die Oberflächenkühlung wird technisch mit den beiden nachfolgenden Verfahren realisiert. Biflux Verfahren: Beim Biflux Verfahren wird ein außerhalb des Rauchgasweges angebrachter Rohrbündelwärmeübertrager zur Zwischenüberhitzung verwendet. In diesem Wärmeübertrager wird der Frischdampf mit dem Dampf aus dem HD- Teil der Turbine (ZÜ Dampf) gekühlt. Der Frischdampf gibt Wärme ab und erhitzt dabei den ZÜ Dampf. Nachdem der Dampf die Biflux Stufe durchlaufen hat, wird er in einen nachgeschalteten rauchgasseitigen Zwischenüberhitzer geleitet. Mittels dieses Verfahrens kann also zum einen der ZÜ Dampf erwärmt werden, zum anderen findet ein Angleich der Dampftemperaturen statt. Ein weiterer Vorteil des Biflux - Verfahrens ist der, dass dieses Verfahren wesentlich genauer als das Einspritzverfahren arbeitet und keine Energie durch Mischung verloren geht. Der Nachteil des Biflux Verfahrens besteht darin, dass es sehr aufwendig und damit auch teurer in der Anschaffung ist. Zudem kann durch das Biflux Verfahren die ZÜ Dampftemperatur nur erhöht nicht aber abgesenkt werden. Triflux Verfahren: Das Triflux Verfahren stellt eine Weiterentwicklung des Biflux Verfahrens dar. Dabei wird ein dem Biflux Verfahren ähnlicher Rohrbündelwärmeübertrager in den Rauchgasstrom gehängt. In den Rohren des Rohrbündelwärmeübertragers strömt der Frischdampf, der wie beim Biflux Verfahren vom ZÜ Dampf gekühlt wird, welcher die einzelnen Rohre Kraftwerkstechnik Seite 18

20 umströmt. Jedoch wird beim Triflux Verfahren der ZÜ Dampf zusätzlich noch vom Rauchgas erwärmt, welches außen um den Wärmeübertrager strömt. Durch diese Anordnung kann eine genauere und effizientere Dampftemperaturregelung als beim Biflux Verfahren erzielt werden. Nachteilig ist jedoch, dass ein größerer konstruktiver Aufwand zum Biflux Verfahren nötig ist, der den Preis solcher Anlagen deutlich erhöht. Außerdem kann auch hier nur eine ZÜ Dampftemperaturerhöhung erfolgen. Eine ZÜ Dampftemperaturabsenkung lässt sich nur in Kombination mit dem Einspritzverfahren realisieren. In der nachfolgenden Abbildung sind das Biflux- und das Triflux Verfahren schematisch dargestellt: Abbildung 10: Biflux- und Triflux Verfahren [2] Kraftwerkstechnik Seite 19

21 3.2.5 Regenerative Luftvorwärmung Die regenerative Luftvorwärmung stellt eine weitere Methode zur Wirkungsgradsteigerung dar. Dabei wird die Frischluft mit einem speziellen Luftvorwärmer, meistens einem Drehluftvorwämer (Dreh Luvo genannt), vorgewärmt. Die Wärme wird dabei dem Rauchgas entzogen. Innerhalb der Anlage befindet sich der Luvo am Rauchgasaustritt des Dampferzeugers vor der Entstickung. Der Luvo besteht aus zwei parallelen Strömungskanälen (rote Pfeile), die jeweils durch eine Hälfte einer sich drehenden runden Blechmatrix oder Speichermasse(f), verlaufen. Abbildung 11: Detailansicht eines Drehluftvorwärmers [1] Die Speichermasse dreht sich mit einer konstanten Geschwindigkeit. Gelangt sie in den heißen Rauchgasstrom nimmt sie dabei Wärme vom heißen Rauchgas auf. Nachdem die Speichermasse den Rauchgaskanal durchlaufen hat, dreht sie sich weiter und gelangt in den Frischluftkanal, wo die Wärme wieder an die Frischluft abgegeben wird. Dabei kühlt sich die Speichermasse wieder ab. Anschließend gelangt sie aufgrund der Drehung wieder in den Rauchgasstrom. Es findet also ein kontinuierlicher Wärmeaustausch ohne Vermischung der beiden Gasströmungen statt, sodass die Frischluft ihre Qualität beibehält und die Verbrennung nicht beeinträchtigt wird. Kraftwerkstechnik Seite 20

22 4 Kombinationskraftwerke 4.1 Prozessbeschreibung Kombinationskraftwerke umgangssprachlich auch Gas und Dampfkraftwerke (GuD Kraftwerke) genannt stellen eine Möglichkeit dar, den Wirkungsgrad eines normalen Dampfkraftwerks zu erhöhen, ohne in den CRP einzugreifen. Abbildung 12:Fließbild eins Kombinationskraftwerks [18] Bei Kombinationskraftwerken dient Erdgas als Brennstoff, welches in einer Gasturbine verbrannt wird. Diese ist über eine Welle mit einem Generator verbunden, der die mechanische Energie in elektrischen Strom umwandelt. Die Abgase aus der Gasturbine weisen noch so hohe Temperaturen auf (ca. 800 C), dass sie in einem nachgeschalteten Abhitzekessel zur Dampferzeugung genutzt werden können. Der Abhitzekessel ist in einen CRP integriert, sodass mithilfe des im Abhitzekessel erzeugten Dampfes über eine im Prozess integrierte Dampfturbine zuerst mechanische und dann mit einem Generator elektrische Energie produziert werden kann. Aufgrund dessen, dass Abgase aus der Erdgasverbrennung keine umweltschädlichen Verbindungen, wie Stick- und Schwefeloxide enthalten, kann das Abgas, nachdem es den Dampferzeuger passiert und seine thermische Energie abgegeben hat sofort über den Kamin abgeleitet werden. Ein weiterer Vorteil von Kombinationskraftwerken besteht darin, dass die Gasturbine schon nach wenigen Minuten ihre volle Leistung erreicht, der Abhitzekessel erreicht Kraftwerkstechnik Seite 21

23 seine Nennleistung nach min. Somit kann ein Kraftwerks solcher Bauart sowohl im Spitzenlastbereich, als auch im Mittellastbereich arbeiten. 4.2 Wirkungsgrad eines Kombinationskraftwerks In der folgenden Abbildung ist der Kombinationsprozess im T,s Diagramm dargestellt. Durch die Kombination von Joule- und CR Prozess kann die eingeschlossene Fläche und die damit verbundene nutzbare Arbeit deutlich vergrößert werden. Dadurch steigt der Nettowirkungsgrad eines solchen Kraftwerks auf bis zu η = 0,6, da die im Brennstoff enthaltenen Energie viel besser ausgenutzt werden kann. Abbildung 13: Kombinationsprozess im T,s Diagramm [7] Durch das Auskoppeln von Dampf oder Heißwasser für die Industrie oder in ein Fernwärmenetz lässt sich der Nettowirkungsgrad einer solchen Anlage sogar nochmals steigern und erreicht unter Optimalbedingungen einen Wert von rund η = 0,9. Kraftwerkstechnik Seite 22

24 5 Der IGCC Prozess 5.1 Prozessbeschreibung Der IGCC Prozess (Integrated Gasification Combined Cycle) stellt eine Weiterentwicklung des Kombinationsprozesses dar, welcher eine noch höhere Brennstoffausnutzung gewährleistet. Abbildung 14: Anlagenschema IGCC Prozess [7] Anders als bei einem herkömmlichen Kraftwerk wird die Kohle beim IGCC Prozess vorher in einem speziellen Abhitzedampferzeuger (Vergaser) bei hohen Temperaturen und einem Druck von 35 bar unterstöchiometrisch (λ< 1) in ein energiereicheres Brenngas umgewandelt. Dieses, auch Rohgas genannt, besteht im Wesentlichen aus H 2, CH 4, CO und zu kleinen Mengen aus anderen Bestandteilen. Das entstandene Rohgas, wird anschließend in eine Gasreinigung geleitet, die vor allem die schwefelhaltigen Bestandteile aus dem Rohgas entfernt. Danach wird das gereinigte Rohgas als Feingas bezeichnet. Das Feingas wird nun durch einen im Vergaser liegenden Wärmetauscher geleitet und somit für die Gasturbine vorgewärmt. Kraftwerkstechnik Seite 23

25 Parallel dazu wird der im Verdichterteil der Gasturbine angesaugte Frischluftvolumentstrom nicht komplett in die Brennkammer geleitet, sondern vorher getrennt. Ein Teil der Luft wird in einen Luftzerleger geleitet, der den Sauerstoff aus der Luft abscheidet. Der dabei gewonnene Sauerstoff wird über eine Regelung in den Vergaser eingeleitet und dient dazu, die Luftzahl λ und damit die unterstöchiometrische Verbrennung auf konstantem Niveau zu halten. Die restlichen Anteile der abgeschiedenen Luft, zumeist Stickstoff, werden wieder in die Brennkammern der Gasturbine geleitet und dort zusammen mit dem anderen Teil der angesaugten Frischluft und dem Brenngas verbrannt. Die Abgase bestehen demnach größtenteils aus CO 2 N 2 und Wasser. Die weiteren Prozessschritte in diesem Verfahren verlaufen analog zum Kombinationsprozess mit der Ausnahme, dass neben dem Abhitzedampferzeuger, der durch die Rauchgase beheizt wird, auch im Vergaser Dampf zur Stromproduktion erzeugt wird. 5.2 Vorteile gegenüber konventionellen Kraftwerken Durch diese Optimierung des Kombinationsprozesses kann der Wirkungsgrad eines mit IGCC betriebenen Kraftwerks auf bis zu 60 % angehoben werden. Außerdem steigt der Brennstoffnutzungsgrad durch die Abwärmenutzung im Abhitzekessel auf rund 80 %. Ein weiterer Vorteil des IGCC Prozesses besteht darin, dass ein solches Kraftwerk sehr flexibel gefahren werden kann. Eine Gasturbine ist im Gegensatz zu einem Kohleblock sehr schnell mit voller Leistung am Netz und kann ebenso schnell wieder abgefahren werden. Dies ist besonders wichtig, da durch den verstärkten Einsatz von regenerativen Energien schnell regelbare Kraftwerke eine wichtige Voraussetzung sind. Zudem gibt es neben der Nutzung in der Gasturbine noch weitere Möglichkeiten das Brenngas zu nutzen. So kann z.b. der Wasserstoff als Antriebsstoff für Kraftfahrzeuge genutzt werden, oder aber auch in das Erdgasnetz eingespeist werden. Außerdem lassen sich aus dem Brenngas noch andere Stoffe wie Benzin Methanol, etc. synthetisch herstellen, sodass ein solches Kraftwerk vielseitige Einsatzmöglichkeiten neben der Stromproduktion besitzt. Abbildung 15: IGCC - Prozess und Möglichkeiten zur Synthesegasnutzung [30] Kraftwerkstechnik Seite 24

26 5.3 Forschung am IGCC - Prozess Neben dem oben beschriebenen IGCC Prozess forscht der Konzern RWE zurzeit an einer Weiterentwicklung des IGCC Prozesses, dem so genannten IGCC CCS Prozess (Integrated Gasification Combined Cycle Carbon Capture and Storage), dem CO 2 freiem Kraftwerk. Das Rohgas, welches hier hauptsächlich aus CO und H 2 besteht wird in eine spezielle Anlage geleitet, dem so genannten CO Shift. Dort wird das CO mit Wasserdampf in H 2 und CO 2 umgewandelt. Nach der Entschwefelung wird das CO 2 aus dem Brenngas entfernt, sodass das Feingas fast nur noch aus elementarem Wasserstoff besteht. Das Feingas wird anschließend in der Gasturbine verbrannt. Das abgeschiedene CO 2 wird in eine speziell dafür vorgesehen Lagerstätten, wie z.b. einem Aquifer oder in eine alte Gaslagerstätte geleitet. Damit soll verhindert werden, dass das CO 2 in die Atmosphäre gelangt und auch über Jahre hinweg sicher gespeichert wird. Abbildung 16: IGCC - Kraftwerk mit CO 2 Lagerung [31] Kraftwerkstechnik Seite 25

27 6 Dampferzeugersysteme 6.1 Bauteile in einem Dampferzeuger Der folgende Abschnitt beinhaltet eine Liste der wichtigsten Bauteile moderner Dampferzeuger mit kurzer Beschreibung Mischvorwärmer In einem Mischvorwärmer wird ein Fluid durch das Hinzufügen eines zweiten heißeren Fluides erwärmt. In einem Kraftwerk wird z.b. über Mischvorwärmer das Speisewasser durch das Eindüsen von heißem Anzapf- oder Sattdampf erwärmt Speisewasservorwärmer In einem modernen Kraftwerk gibt es Hoch- und Niederdruckvorwärmer, (HD und ND Vorwärmer). In den Vorwärmern wird das Speisewasser mit Anzapfdampf, der aus der Turbine entnommen wird, vorgewärmt. Es handelt sich bei den Vorwärmern also um Mischvorwärmer. Speisewasservorwärmer dienen der Carnotisierung des CRP. HD Vorwärmer befinden sich hinter der Speisewasserpumpe im Hochdruckteil, ND Vorwärmer vor der Speisewasserpumpe im Niederdruckteil direkt hinter dem Kondensator Entgaser Der Entgaser dient dazu aggressive Gase wie Sauerstoff und Kohlenstoffdioxid aus dem Speisewasser herauszulösen. Zur Entgasung wird Sattdampf aus dem Dampferzeuger in das Speisewasser geleitet. Dadurch wird das Wasser zum Sieden gebracht und scheidet gelöste Gase aus, die über eine Vakuumpumpe abgezogen werden. Damit das Wasser im Entgaser nicht verdampft, wird die Temperatur im Entgaser 1 2 K unter der Siedetemperatur des Wassers bei dem dort herrschenden Druck gefahren. Der Entgaser ist meist als Mischvorwärmer ausgeführt und bei vielen Anlagen auch im Speisewasserbehälter integriert Speisewasserbehälter Der Speisewasserbehälter dient dazu Speisewasser auf Kesseleintrittstemperatur bei Bedarf bereitzustellen. So muss der Speisewasserbehälter bei einem schlagartig steigenden Arbeitsbedarf genug Heißwasser bereitstellen, um den Kessel versorgen zu können. Aufgrund der hohen Temperaturen des Speisewassers im Speisewasserbehälter und dem damit verbundenen geringen Dampfdruck wird der Speisewasserbehälter m über der geodätischen Höhe der Speisewasserpumpe angebracht, um Kavitation in der Pumpe zu vermeiden. Kraftwerkstechnik Seite 26

28 Der Speisewasserbehälter befindet sich also somit im Niederdruckteil vor der Speisewasserpumpe. Abbildung 17: Speisewasserbehälter Kraftwerk Mehrum [17] Economizer Der Economizer oder kurz Eco ist ein rauchgasseitig angebrachter Speisewasservorwärmer. Er befindet sich am Ende des letzen Zuges eines Dampferzeugers und dienet dazu, die im Rauchgas enthaltene Wärme besser auszunutzen. Zudem kann durch den Einsatz eines Economizers die Menge an Anzapfdampf aus der Turbine zur Speisewasservorwärmung reduziert werden Trommel und Abscheideflasche Die Trommel ist ein röhrenförmiger Behälter, der in Naturumlauf- und Zwangsumlaufdampferzeuger verwendet wird. Die Trommel ist oberhalb des Verdampfers im Dampferzeuger eingebaut und dient zur Trennung von Dampf und heißem Wasser. Der Dampf wird weiter zum Überhitzer geleitet, das Wasser gelangt über Fallrohre zu den Verteilern am unteren Ende des Dampferzeugers und wird erneut durch den Verdampfer geleitet. Kraftwerkstechnik Seite 27

29 Zwangsdurchlaufdampferzeuger besitzen keine Trommel, dafür eine Abscheideflasche, die anstatt der Trommel die Trennung von Dampf und heißem Wasser gewährleistet. Bei der Abscheideflasche handelt es sich um einen Zyklonabscheider. Abbildung 18:Schnittzeichnung einer Abscheideflasche [2] Kraftwerkstechnik Seite 28

30 6.2 Dampferzeugerbauarten Bei modernen Großdampferzeugern handelt es sich um so genannte Wasserrohrkessel, die auch als Wasserrohrdampferzeuger bezeichnet werden. In einem Wasserrohrdampferzeuger strömt das Rauchgas durch den Dampferzeuger, dessen Wände mit Rohren ausgekleidet sind, in denen das Arbeitsmedium Wasser strömt. Der Wärmeübergang zwischen Rauchgas und Rohrleitungen findet sowohl durch Wärmestrahlung, als auch durch Konvektion statt, in den Rohrleitungen wird der Wärmeübergang durch Konvektion hervorgerufen. Große Dampferzeuger werden heutzutage in zwei Bauformen gebaut: Als Einzug und als Zweizugdampferzeuger: Abbildung 19: Dampferzeugerbauarten [1] Einzug- Dampferzeuger, auch Turmkessel genannt, bestehen aus einem langen graden Strömungskanal, dessen Querschnitt sich nach oben hin praktisch nicht ändert. Zweizug- Dampferzeuger weisen einen U förmigen Strömungskanal für die Rauchgase auf, dessen Querschnitt im zweiten Strömungskanal kleiner ist als im ersten. Dadurch kann die Strömungsgeschwindigkeit der Rauchgase konstant gehalten werden, da die Rauchgastemperatur beim Durchströmen des Kraftwerkstechnik Seite 29

31 Dampferzeuger abnimmt und damit verbunden auch das spezifische Volumen verringert wird. In der Praxis werden auch Mehrzug Dampferzeuger eingesetzt, die sich aber technisch gesehen wie Zweizug Dampferzeuger verhalten, wobei die spezifischen Eigenschaften zum Einzug- Dampferzeuger noch stärker hervortreten als beim Zweizug Dampferzeuger. In der folgenden Tabelle sind die Vor und Nachteile dieser Dampferzeugerbauarten dargestellt: Tabelle 4: Vor- und Nachteile von Einzug- und Zweizug- Dampferzeugern Dampferzeugerbauar t Einzug Dampferzeuger Zweizug Dampferzeuger Vorteile - geringe Druckverluste - einfache Bauart - geringer Grundflächenbedarf - Bessere Wärmeübertragung durch Änderung des Querschnitts; Strömungsgeschwindi gkeit bleibt nahezu konstant - Niedrigeres Kesselhaus als Einzug- Dampferzeuger Nachteile - hohes Kesselhaus erforderlich - Druckverluste in den Rohrleitungen aufgrund des großen geodätischen Höhenunterschieds - Im oberen Bereich durch geringeren Konvektionsstrom geringere Wärmeübertragung; Strömungsgeschwindi gkeit nimmt aufgrund von Dichteänderung ab - Höhere Druckverluste durch Krümmer - Größere Grundfläche als Einzug- Dampferzeuger Kraftwerkstechnik Seite 30

32 Die folgende Abbildung zeigt einen Naturumlaufdampferzeuger mit den wichtigsten Leistungsdaten und Abmessungen. Der rote Pfeil weist auf eine Person im Größenvergleich zum Dampferzeuger hin: Abbildung 20: Einzug - Naturumlauf- Strahlungsdampferzeuger [2] Kraftwerkstechnik Seite 31

33 6.3 Naturumlauf Funktion Die einfachste und somit auch die älteste Bauart für Wasserrohrkessel ist der so genannte Naturumlauf. Bei Naturumlaufdampferzeugern wird der Wasser Dampfmassenstrom nur durch den Dichteunterschied in den beheizten Steig- und in den unbeheizten Fallrohren erzeugt. Das Fließschema für einen Naturumlaufdampferzeuger ist in der nachfolgenden Abbildung zu sehen: Abbildung 21: Fließbild Naturumlauf [1] Das Speisewasser wird mittels der Speisewasserpumpe durch den Economizer gefördert, vorgewärmt und anschließend in die Trommel geleitet. Diese ist im oberen Teil des Dampferzeugers außerhalb der Rauchgasströmung angebracht und dient zur Dampf Wassertrennung. Der Sattdampf, der sich im oberen Teil der Trommel ansammelt, strömt weiter in den Überhitzer, wo er zu trockenem überhitzten Dampf umgewandelt wird. Das Wasser aus der Trommel gelangt über Fallrohre in einen Verteiler, der dieses auf die Steigrohre aufteilt. Die Steigrohre bilden zudem den Verdampfer. Im Verdampfer wird dem Wasser Wärme zugeführt und beginnt zu verdampfen Dabei verringert sich die Dichte und das Wasser bzw. der Dampf steigt auf. Nachdem das Wasser bzw. der Dampf den Verdampfer durchlaufen hat, gelangt es/er wieder in die Trommel. Der Dampf steigt weiter auf. Nicht verdampftes oder wieder kondensiertes Wasser vermischt sich mit dem Speisewasser und wird erneut durch den Verdampfer geleitet. In der folgenden Abbildung ist der Wasserlauf mit einer Benennung der wichtigsten Rohrleitungen dargestellt: Kraftwerkstechnik Seite 32

34 Überhitzer Dampf mit Speisewaser Fallrohre Steigrohre/ Verdampfer Abbildung 22:Rohrleitungsverlauf in einem Naturumlaufdampferzeuger [2] Für einen guten Umlauf sorgen schon geringe Temperaturdifferenzen zwischen Fallrohr und Steigrohr. Dabei sind die Rohrwiderstände so zu wählen, dass die Strömungsgeschwindigkeiten im gesamten Steigrohr annähernd konstant bleiben, damit die Rohrtemperatur nicht zu stark ansteigt. Zudem sollte die eigentliche Dampftrennung erst in der Trommel stattfinden. Um ein vorzeitiges Sieden des Wassers zu vermeiden, werden derartige Anlagen deshalb bei einem Druck von bis zu 185 bar gefahren. Kraftwerkstechnik Seite 33

35 6.3.2 Vor- und Nachteile von Naturumlaufdampferzeugern Tabelle 5: Vor- und Nachteile von Naturumlaufdampferzeugern Vorteile - Einfacher Aufbau - Geringer Kraftbedarf der Speisewasserpumpe - Abschlämmen der Trommel durch Fallrohre möglich => geringe Speisewasserqualität - Insgesamt geringer Eigenenergiebedarf Nachteile - Festgehaltener Verdampfungspunkt in der Anlage => bei Teillast ist T dampf geringer - Empfindlichkeit gegenüber schnellen Druckabsenkungen => es bildet sich Dampf in den Steigund Fallrohren wodurch die Rohre nicht mehr ausreichend gekühlt werden - Längere Anfahrzeiten und Einschränkungen beim Gleitdruckbetrieb gegenüber anderen Dampferzeugersystemen durch geringe Temperaturdifferenzen in den Bauteilen - Sind in der Leistung begrenzt, da Umwälzung nur durch physikalische Gesetzte erreicht wird Einsatz Naturumlaufbetriebene Dampferzeuger sind in Europa bei Dampfmassenströmen von bis zu 500 t/h im Einsatz. Weltweit gesehen werden jedoch am häufigsten Naturumlaufdampferzeuger eingesetzt, bei denen Massenströme von bis zu 2000 t/h bei 170 bar umgewälzt werden, da diese bei großen Durchsätzen aufgrund von geringeren Leistungen der Speisewasserpumpe und einer natürlichen Umwälzung im Vergleich zu anderen Systemen günstiger in der Unterhaltung sind. Kraftwerkstechnik Seite 34

36 6.4 Zwangsumlauf- Dampferzeuger Funktion Der Zwangsumlauf stellt eine Weiterentwicklung des Naturumlaufs dar. Dabei sind, wie in der folgenden Abbildung zu sehen, in die Fallrohre zusätzliche Umwälzpumpen integriert worden. Diese führen das aus der Trommel fließende Wasser den Verteilern zu. Durch zusätzliche Drosseln, die sich vor jedem Verdampferrohr befinden, kann der Druck und der Massenstrom in den einzelnen Verdampferrohren stabilisiert werden. Zudem kann so eine individuelle Anpassung des Massenstroms an die Beheizung der Rohre erfolgen. Anhand dieser Veränderungen können einige Verbesserungen im Vergleich zum Naturumlauf erzielt werden: Abbildung 23: Fließbild Zwangsumlaufdampferzeuger [7] So kann z.b. der Trommeldruck auf 200 bar heraufgesetzt werden, sodass ein höheres Druckgefälle an der Turbine bereitsteht. Zudem können, aufgrund des stabilisierten Umlaufs und der damit verbundenen besseren Kühlung, Verdampferrohre mit einem geringeren Strömungsquerschnitt gewählt werden, die gerade im Teillastbereich wirtschaftliche Vorteile bringen, da so schnelle Druckabsenkungen möglich sind. Außerdem können dadurch im Umlauf geringere Umlaufzahlen gefahren werden, was eine Verkleinerung der Trommel zur Folge hat. Ein weiterer Vorteil, der sich dadurch ergibt, ist der, dass Material eingespart wird, was die Investitionskosten senkt, aber auch Gewichtsersparnis bringt. Des Weiteren kann durch eine geeignete Wahl des Massenstroms eine Siedekrise auch bei hohen unterkritischen Drücken im Dampferzeuger vorgebeugt werden Vorteile gegenüber dem Naturumlaufdampferzeuger - Größere Freiheiten bei der Rohrkonstruktion bezüglich des Durchmessers und der Neigung - Größere Freiheit bei der Lage der Trommel - Trommel kann im Vergleich zum Naturumlaufdampferzeuger um bis zu 20 % verkleinert werden, da geringere Massenströme umgewälzt werden Kraftwerkstechnik Seite 35

37 6.4.3 Rohrleitungsverlauf in einem Zwangsumlaufdampferzeuger In der folgenden Abbildung wird der unter beschriebenen Wasserdampfkreislauf noch einmal anhand der farbig hinterlegten Rohrleitungsabschnitte nähergebracht. Speisewasser Überhitzer mit Dampf Fallrohr Steigrohr/Verdampfer Abbildung 24: Rohrleitungsverlauf in einem Zwangsumlaufdampferzeuger [2] Kraftwerkstechnik Seite 36

38 6.5 Zwangsdurchlauf Dampferzeuger Funktion und Konstruktion Eine weitere Bauart für moderne Dampferzeuger bilden die so genannten Zwangsdurchlaufdampferzeuger. Die folgende Abbildung stellt das Fließbild eines solchen Dampferzeugersystems dar: Anders als beim Natur- und beim Zwangsumlauf, findet bei den Zwangsdurchlaufdampferzeugern (praktisch) keine Rückführung statt. Das von der Speisewasserpumpe geförderte Wasser wird durch den Dampferzeuger gedrückt, verdampft dort und wird überhitzt. Anschließend gelangt der Dampf ohne Umwege in die Turbine. Abbildung 25: Fließschema Zwangsdurchlaufdampferzeuger [7] Durch den Durchlauf erhält man zudem einen variablen Verdampfungspunkt im Verdampfer, der sich in einem festgelegten Bereich bewegt und je nach Last verschiebt. Um unter diesen Bedingungen für eine ausreichende Kühlung der Rohrleitungen zu sorgen muss eine so genannte Mindestmassenstromdichte im Dampferzeuger vorhanden sein. In der Regel wird diese Mindestmassenstromdichte bei % Teillast erreicht. Weitere konstruktive Maßnahmen zur sicheren Rohrkühlung werden durch die Rohrführung erzielt. So werden die Rohre schraubenförmig an der Dampferzeugerwand entlang gezogen, wobei auf dieses Weise etwa 400 Rohre parallel zueinander verlaufen und mit Ein und Austrittssammlern versehen sind. Durch diese schraubenförmige Anordnung wird eine gleichmäßige Wärmezufuhr zu den einzelnen Rohrleitungen erreicht, da es auch im Dampferzeuger wärmere und kältere Zonen gibt. Ein weiterer Grund für eine derartige Rohranordnung ist das Vorbeugen einer Siedekrise. Aufgrund dessen, dass kleine Toleranzen in den Rohrdurchmessern und der Rauigkeit vorhanden sind, die die Strömung beeinflussen, werden Strömungswiderstände in Form von Blenden angebracht, die den Massenstrom in den einzelnen Rohleitungen anpassen, um gleiche Temperaturen und Druckverluste Kraftwerkstechnik Seite 37

39 zu erzielen. Zum anderen sollen alle Einzeldampfströme an den Austrittssammlern annähernd gleiche Enthalpiewerte aufweisen, um Verluste an dieser Stelle gering zu halten Vor und Nachteile von Zwangsdurchlaufdampferzeugern In der folgenden Tabelle sind die Vor- und Nachteile von Zwangsdurchlaufdampferzeugern aufgelistet: Tabelle 6: Vor- und Nachteile von Zwangsdurchlaufdampferzeugern Vorteile - Keine physikalischen Grenzen für den Dampfdruck - Frischdampftemperatur kann über großen Bereich konstant gehalten werden - Keine Trommel => schnelles Anfahren möglich, für den Gleitdruckbetrieb geeignet - Unempfindlich gegenüber brennstoffbedingte Verschmutzungen der Brennkammer Nachteile - Aufwendige Konstruktion durch schraubenförmige Rohrleitungsführung im Verdampferteil - Zusätzliche Halterungskonstruktion erforderlich, da schraubenförmige Rohrleitungsführung nicht selbsttragend ist - Hoher Montageaufwand und hohe Montagekosten - Hoher Leistungsaufwand für die Speisewasserpumpe - Aufwendige Speisewasserregelung Zwar sind Zwangsdurchlaufdampferzeuger in der Konstruktion deutlich aufwendiger als Natur- und Zwangsumlaufdampferzeuger, doch führen gerade die guten Eigenschaften im Teillastbereich dazu, dass alle größeren Kohleblöcke, die in der BRD ab 1970 errichtet wurden, als Zwangsdurchlaufdampferzeuger ausgeführt sind Zwangsdurchlauf im Betrieb Die nachstehende Grafik zeigt das Fließbild eines Zwangsdurchlaufdampferzeugers. Kraftwerkstechnik Seite 38

40 Abbildung 26:Zwangsdurchlaufdampferzeuger im Teillastbetrieb [7] Im Betrieb wird das überschüssige Wasser aus der Abscheideflasche, welches nicht verdampft wurde, über eine Schwachlast Umwälzpumpe dem vorgewärmten Speisewasser zugeführt. Dies bewirkt eine zusätzliche Vorwärmung des Speisewassers, wodurch wenig Energie aus dem System verloren geht. Zum Fahren im Teillastbetrieb wird meist ein Bypass eingebaut, sodass die Mindestmassenstromdichte im Verdampfer eingehalten und das überschüssige nicht verdampfte Wasser wieder zurückgeführt werden kann Zwangsdurchlauf mit Volllastumwälzung In der nachstehenden Abbildung ist das Fließbild für einen Zwangsdurchlaufdampferzeuger mit Volllastumwälzung dargestellt. Kraftwerkstechnik Seite 39

41 Abbildung 27:Zwangsdurchlaufdampferzeuger mit Volllastumwälzung [7] Eine Schaltung eines Zwangsumlaufdampferzeugers mit Volllastumwälzung wird auch als überlagerter Umlauf bezeichnet. In der Abscheideflasche wird der im Verdampfer entstehende Dampf von flüssigen Bestandteilen getrennt. Der Dampf wird daraufhin weiter zum Überhitzer geleitet, das kondensierte Restwasser wird über einen Mischkopf in die Speisewasserleitung hinter dem Economizer eingeleitet. Dabei wird das sich im Siedepunkt befindliche Restwasser herunter gekühlt und über eine Umwälzpumpe wieder in den Verdampfer geleitet. Für Dampferzeuger mit überlagertem Umlauf gibt es zwei wesentliche Bauarten: Dampferzeuger im überkritischen Betrieb werden komplett mit einem überkritischen Druck >200 bar im Verdampferteil betrieben. Um auch im Teillastbereich oder bei Anfahrvorgängen diesen Druck zu halten, werden vor dem Einlass in den Verdampfer spezielle Drosselventile eingebaut. Unterkritisch betriebene Anlagen (p D 200 bar in der Abscheideflasche) werden so betrieben, dass die Wasserdurchlaufzahl gerade so groß ist um eine ausreichende Kühlung zu realisieren. Dabei wird eine Umlaufzahl von knapp größer 1,0 gewählt. Zur Dampf Wassertrennung genügen somit Abscheideflaschen. Durch diese kleine konstruktive Änderung zum reinen Zwangsdurchlauf kann eine senkrechte Berohrung gewählt werden, da die nötige Kühlung in allen Betriebslagen immer Kraftwerkstechnik Seite 40

42 mittels des geringen Umlaufes erzielt wird. Dies hat zur Folge, dass der konstruktive Aufwand solcher Anlagen deutlich sinkt. Zudem kann durch den zusätzlichen Umlaufbetrieb mit niedrigeren Temperaturen beim Verdampfen gefahren werden, da geringe Restwassermengen im Dampf abgeschieden und zurückgeführt werden können. Nachteilig ist bei solchen Anlagen jedoch, dass bei der Feuerung mit hochwertigen Brennstoffen ein Teil der Brennkammerwände mit zusätzlichen Wandüberhitzern abgedeckt werden muss, da die Verdampferwände sonst mehr Wärme aufnehmen würden, als zur Verdampfung nötig wäre. Außerdem sind derartige Dampferzeugersysteme sehr schmutzempfindlich, sodass dieser Anlagentyp nur für braunkohlebefeuerte Anlagen in Frage kommt, weil Braunkohle einen niedrigeren Heizwert hat wie beispielsweise Steinkohle oder Erdgas. Zudem ist die Regelung durch die Rückführung bei derartigen Systemen aufwendig und es kann bei unsachgemäßer Bedienung und Auslegung zu Rückkopplungen kommen. Es müssen deshalb also genaue Kenntnisse über das Verhalten der Regelstrecke und des Reglers vorliegen. Kraftwerkstechnik Seite 41

43 7 Feuerungsarten in Kraftwerken In thermischen Kraftwerken kommen verschiedene Brennstoffe zum Einsatz, die je nach Aggregatzustand und Art des Brennstoffes mithilfe einer angepassten Feuerungsart verbrannt werden müssen, um eine optimale Verbrennung zu erzielen. 7.1 Gasfeuerung Bei der Gasfeuerung wird in den meisten Anlagen Erdgas verbrannt, welches sich überwiegend aus Methan (CH 4 ) zusammensetzt. Dieses wird mittels eines Brenners in die Brennkammer geleitet und dort verbrannt. Dabei muss jedoch beachtet werden, dass dem Erdgas genügend Frischluft zur Verbrennung bereitsteht. Für die Verbrennung von Gasen haben sich teilvorgemischte Brenner, also Brenner, bei denen ein Teil der Frischluft im Brenner mit dem Brennstoff vermischt wird, am besten bewährt. Die Erstzündung des Gas Luft Gemisches lässt sich mittels eines elektrischen Lichtbogens am Brenner realisieren. Die teilvorgemischten Brenner lassen sich in drei Typen unterteilen, die in der nachfolgenden Abbildung dargestellt sind. Durch alle drei Verfahren wird dafür gesorgt, dass sich der Brennstoff mit der Primärluft mischt und somit ein brennbares Gasgemisch entsteht. Abbildung 28: Vermischungsvarianten für Gasbrenner [2] Injektormischung Bei der Injektormischung strömt das Gas aus einem Rohrstück heraus. Dabei weitet sich der Gasstrom kegelförmig auf. An den Rändern dieses Kegels bilden sich Turbulenzen, die für eine Vermischung zwischen dem Gas und der umgebenen Luft sorgen. Kraftwerkstechnik Seite 42

44 7.1.2 Parallelstrommischung Bei der Parallelstrommischung wird durch technische Maßnahmen dafür gesorgt, dass der Brennstoff und der Primärluftvolumenstrom aufeinander treffen. Dies lässt sich durch konstruktive Maßnahmen wie das Aufweiten eines langsamen Brennstoffvolumenstroms bewirken, auf dem von hinten der schnellere Primärluftvolumenstrom stößt. Eine andere Möglichkeit besteht darin eine Prallplatte im Brennstoffstrahl anzubringen und dadurch den Brennstoffstrom in den Primärluftstrom abzulenken Drallmischung Bei der Drallmischung wird dem Primärluftstrom über einen Schaufelkranz ein Drall beaufschlagt. Dadurch findet eine gute Vermischung zwischen dem Gas und der Primärluft statt Mischvorgang bei Luftstufung Durch den Einsatz der Luftstufung (Mehrstufigen Verbrennung) kann der NO x Produktion entgegengewirkt werden. Im Kernbereich des Brenners wird der Brennstoff so eingedüst, dass sich dieser durch Turbulenzen und Rezirkulation mit der Primär-, der Sekundärluft und den heißen Rauchgasen mischt. Dadurch kommt es zur Entzündung des Brennstoffes. Bei den hohen Temperaturen im Bereich der Brennerflamme kommt es zur Stickoxidbildung. Um diesen Prozess einzudämmen und ihm entgegenzuwirken, wird im Bereich der Brennerflamme der Brenner unterstöchiometrisch betrieben. Dadurch kann es zur Reduktion von bereits gebildeten Stickoxiden kommen. Abbildung 29: Prinzip der Luftstufung [2] Im Bereich hinter der Flamme wird in der nächsten Stufe Tertiärluft hinzugegeben und zwar in einem so hohen Verhältnis, dass hier eine überstöchiometrische Verbrennung stattfinden kann. Dadurch wird verhindert, dass Kohlenmonoxid bei der Verbrennung entsteht und somit auch die letzten Brennstoffmoleküle mit dem Luftsauerstoff reagieren. Eine Stickoxidbildung ist in diesem Bereich ausgeschlossen, da die nötigen Reaktionstemperaturen in diesem Bereich wieder zu gering sind. Kraftwerkstechnik Seite 43

45 7.2 Ölfeuerung Funktion Flüssige Brennstoffe wir Öl müssen vor der Verbrennung in den gasförmigen oder in einen gasähnlichen Aggregatzustand überführt werden. Um diesen Schritt technisch zu realisieren wird das Öl vorher aufbereitet. Dabei werden die folgenden Schritte angewandt: Hochviskose Schweröle werden vor der Förderung und der Überführung in den gasähnlichen Zustand vorgewärmt um eine niedrigere Viskosität zu erreichen. Dadurch soll die Förderung erleichtert und die nachträgliche Zerstäubung garantiert werden. Die Überführung in den gasähnlichen Zustand erfolgt mithilfe von Zerstäubern. Das Öl wird in diesem Verfahrensschritt zu einem feinen Ölnebel zerstäubt, der sich aus Luft und Öltröpfchen zusammensetzt. Dieser Ölnebel verhält sich wie ein Gas wodurch der eigentliche Verbrennungsvorgang ablaufen kann. Während der Verbrennung wird die Luftzahl in der Brennkammer gering gehalten um die Bildung von SO 3 zu unterbinden, welches sich aus dem im Erdöl gebundenen Schwefel bilden kann und die Rohrleitung im Dampferzeuger angreift Zerstäuberbauarten Im folgenden Abschnitt erfolgt eine kurze Beschreibung der drei wichtigsten Zerstäubungsmechanismen: Druckzerstäubung: Beim Druckzerstäuber erfolgt die Zerstäubung rein mechanisch durch eine scharfkantige Düse, der in der Regel eine Wirbelkammer vorgeschaltet ist. Mithilfe der Wirbelkammer wird dem Ölnebelstrahl ein Drall aufgezwungen. Die Düse bewirkt, dass das Öl zum einen fein verteilt wird und sich zum anderen Abbildung 30: Düse für Druckzerstäubung [7] kegelförmig ausbreitet. Dadurch kann eine gute Vermischung mit der Verbrennungsluft erzielt werden. Nachteilig beim Druckzerstäuber ist jedoch, dass dieser nur einen geringen Regelbereich aufweist. Kraftwerkstechnik Seite 44

46 Rücklauf Druckzerstäuber: Der Rücklauf Druckzerstäuber stellt eine verbesserte Form des Druckzerstäubers dar. Dabei wird ein Teilstrom des Öls hinter der Wirbelkammer abgezogen und wieder in den Brennstofftank zurückgeleitet. Anhand dieser konstruktiven Änderung zum Druckzerstäuber kann der Regelbereich verbessert werden. Nachteilig an diesem System ist jedoch, dass durch die Rückführung des heißen Öls bei der erneuten Förderung Kavitation an der Abbildung 31: Düse für Rücklauf Druckzerstäubung [7] Brennstoffpumpe auftreten kann. Fremdzerstäuber: Bei Fremdzerstäubern wird das Öl mittels Druckluft oder Dampf zerstäubt. Dadurch, dass die Druckluft, bzw. der Dampf hinter der Düse stark expandiert, findet eine stärkere Vermischung zwischen der Luft im Feuerraum mit dem Brennstoff im Vergleich zu den anderen beiden Zerstäuberarten statt. Zudem kann mit diesem Verfahren für einen guten Regelbereich garantiert werden. Einen weiteren Vorteil bietet das Zerstäuben mit Dampf, da durch diesen das Öl zusätzlich noch erwärmt wird. Nachteilig bei diesem Verfahren ist jedoch, dass ein zusätzlicher Massenstrom Dampf oder Druckluft benötigt wird, dessen Bereitstellung ebenfalls Arbeitsaufwand erfordert und somit den Eigenenergiebedarf erhöht. Abbildung 32:Düse für Fremdzerstäubung [7] Kraftwerkstechnik Seite 45

47 7.3 Feststofffeuerung Anders als gasförmige oder flüssige Brennstoffe lassen sich feste Brennstoffe nicht ohne weiteres über Brenner in den Feuerraum eindüsen und verbrennen. Es müssen somit andere Verfahren zur Feuerung angewendet werden, oder aber der feste Brennstoff muss in einen Zustand überführt werden, in dem er sich wie ein Fluid verhält Rostfeuerung Die Rostfeuerung stellt die älteste und einfachste Form der Feststofffeuerung dar, wobei die wichtigste die Wanderrostfeuerung ist. Der Wanderrost arbeitet dabei wie ein Transportband. Der Brennstoff wird über einen Aufgabentrichter auf den Rost gegeben. Die Dicke der Brennstoffschicht wird über einen Schichtregler bestimmt und kann eingestellt werden. Auf dem Rost wird der Brennstoff mit konstanter Geschwindigkeit durch den Feuerraum gefördert, sodass nach Passieren des Feuerraumes nur noch Asche auf dem Rost liegt. Diese fällt dann bei der Umlenkung in einen Ascheaustrag und wird dort bis zum weiteren Abtransport gesammelt. Die Verbrennung läuft zum größten Teil in der ruhenden Brennstoffschicht. Der für die Verbrennung nötige Fischluftvolumenstrom wird zu % von unten durch den Rost geleitet (Primärluft). Er kühlt auf diese Weise zum einen den Rost und liefert zum anderen den für die Verbrennung nötigen Sauerstoff. Aufgrund dessen, dass über die Primärluft eine Kühlung erfolgen soll, darf diese nicht zu stark vorgewärmt werden. In der Praxis werden deshalb keine Temperaturen oberhalb von 140 C gefahren. Die restlichen % der Frisc hluft (Sekundärluft) werden oberhalb des Rostes mit hoher Geschwindigkeit in den Feuerraum gebracht. Somit können auch die flüchtigen Bestandteile des Brennstoffes mit ausreichend Frischluft versorgt werden, da durch die hohe Eintrittsgeschwindigkeit eine gute Durchmischung stattfindet. Rostfeuerungen werden in der Regel mit einem Luftüberschuss von % gefahren. Die Zündung des Brennstoffes erfolgt durch Einstrahlung aus dem Feuerraum und von heißen Mauerteilen, der so genannten Zünddecke. Der eigentliche Verbrennungsvorgang ist in der nachstehenden Abbildung noch einmal dargestellt. Kraftwerkstechnik Seite 46

48 Abbildung 33: Verbrennungsablauf in einem Wanderrost [1] Neben der Brennstoffzuführung über den Aufgabentrichter gibt es die Wurfbeschickung, bei der der Brennstoff über einen Werfer auf den Rost geworfen wird. Bei diesem Verfahren erfolgt die Zündung direkt im Feuerraum, sodass auf eine Zünddecke verzichtet werden kann. Die Leistungsregelung einer Anlage mit Rostfeuerung erfolgt über die Änderung der Rostgeschwindigkeit. Dadurch kann eine Laständerung von ± 10 % pro Minute erfolgen. Eine Verstellung der Brennstoffschichthöhe wäre natürlich auch eine Regelungsmöglichkeit, doch ist dieser Vorgang in der Praxis zu träge. Anlagen mit Wurfbeschickung können zudem über den Werfer geregelt werden. Die nachfolgende Abbildung zeigt einen Schnitt durch eine Rostfeuerungsanlage Abbildung 34:Schuppen Wanderrost [1] Kraftwerkstechnik Seite 47

49 Einsatzbereiche: Rostfeuerungen werden bei kohlebefeuerten Anlage bis 150 MW eingesetzt, wobei die Rostfläche durchaus 100 m² betragen kann. Neben der Dampferzeugung durch Kohle werden Rostfeuerungen bei allen stückigen, meist nicht homogenen, Brennsoffen eingesetzt, wie z.b. Abfall, Müllbriketts, Holz. Im Folgenden werden die Vor- und Nachteile der Rostfeuerung aufgelistet. Tabelle 7: Vor- und Nachteile der Rostfeuerung Vorteile Nachteile - übersichtlicher Aufbau und hohe - hoher Feuerungsverlust Verfügbarkeit - einfacher Betrieb - Luftvorwärmung nur beschränkt möglich (Rostkühlung muss gewährleistet sein) - geringe Wartungskosten - für staubige Brennstoffe nicht geeignet - einfache und schnelle Laständerung - Verbrennung von vielen verschiedenen Brennstoffen möglich, auch in Kombination - geringer Eigenkraftbedarf - niedrige NO X Emissionen - durch Kalkzugabe kann der Brennstoffschwefel eingebunden werden - sehr robust Wirbelschichtfeuerung Bei der Wirbelschichtfeuerung wird der gemahlene Brennstoff über Förderschnecken oder Wurfbeschickung in den Feuerraum gebracht. Dort wird er durch das Eindüsen von Druckluft aufgewirbelt, in einen fluidähnlichen Zustand gebracht und in diesem Zustand verbrannt. Durch das vorherige Mahlen wird die Oberfläche des Brennstoffs aufgeschlossen. Zudem erfolgt durch die Wirbelschicht eine bessere Durchmischung des Brennstoffs an sich und mit der Frischluft, sodass die Verbrennung im Vergleich zur Feststofffeuerung stabiler verläuft und der Brennstoff besser ausgenutzt wird. Für die Wirbelschichtfeuerung gibt es zwei gängige Verfahren. Kraftwerkstechnik Seite 48

50 Stationäre Wirbelschicht Bei der stationären Wirbelschicht wird durch Luftdüsen im Anströmboden eine 1 1,5 m dicke Schicht aus unverbranntem Brennstoff und Zuschlägen wie Kalk blasenförmig aufgewirbelt. Dadurch entsteht eine Wirbelschicht, die sich aber aufgrund der relativ geringen Anströmgeschwindigkeit der Luft von rund 1-2 m/s im Bereich um den Anströmboden aufhält. Der Luftstrom wird durch die Verbrennung erwärmt und gibt im oberen Teil des Dampferzeugers Wärme durch Konvektion an die Überhitzerpakete ab. Im Bereich der Wirbelschicht erfolgt der Wärmeübergang durch Strahlung und durch Konvektion des Rauchgases und der Partikel. Durch die so genannten Tauchheizflächen, die in die Wirbelschicht hineinreichen, wird dafür gesorgt, dass die Temperatur in der Wirbelschicht immer im Bereich zwischen 800 und 900 C gehalten wird. Dabei können die Tauchheizflächen sowohl als Verdampfer, als auch als Überhitzer geschaltet werden. Eine Anpassung in der Betriebsweise der Tauchheizflächen erfolgt nach dem Brennstoff und der Verbrennungstemperatur, aber auch nach der Last. Abbildung 35:Verfahren der stationären Wirbelschicht [1] Kraftwerkstechnik Seite 49

51 Ein großer Vorteil von Anlagen, die mit einer stationären Wirbelschicht betrieben werden, besteht darin, dass der Brennstoff nicht besonders aufbereitet werden muss; er muss lediglich auf eine Korngröße von maximal 10 mm gemahlen werden. Nachteilig ist bei diesen Anlagen jedoch, dass durch den zugeführten Luftstrom Staub und feine Partikel unverbrannten Brennstoffs mitgerissen werden, die dann im Staubfilter abgeschieden werden. Dadurch treten hohe Feuerungsverluste auf Zirkulierende Wirbelschicht Funktion und Aufbau: Das Verfahren der zirkulierenden Wirbelschicht ähnelt sehr dem der stationären Wirbelschicht. Jedoch wird bei der zirkulierenden Wirbelschicht eine zusätzliche Komponente eingeführt der Rückführzyklon. Abbildung 36: Verfahren der zirkulierenden Wirbelschicht [1] Die Gasgeschwindigkeit in der Brennkammer wird mit der Sinkgeschwindigkeit der größten Partikel betrieben. Dadurch befinden sich die Partikel in einer Wirbelschicht, die die ganze Brennkammer ausfüllt. Der Wärmeübergang zwischen Brennstoff, bzw. Rauchgas und Brennkammerwand findet hauptsächlich durch Partikelkonvektion statt. Dadurch ergibt sich eine günstigere Dampftemperaturcharakteristik als bei staubgefeuerten Anlagen. Kraftwerkstechnik Seite 50

52 Rauchgas, welches die Brennkammer verlässt, ist immer noch mit feinen unverbrannten Brennstoffpartikeln, Asche und Zuschlägen belastet. Diese werden im Rückführzyklon vom Rauchgasvolumenstrom getrennt und mit einem Teil des Rauchgases wieder zurück in die Brennkammer geleitet. Dadurch findet eine optimalere Brennstoff- und Zuschlagausnutzung als bei der stationären Wirbelschicht statt und die Feuerungsverluste können stark verringert werden. Vor- und Nachteile: In der folgenden Tabelle sind die Vor und Nachteile dieser Anlagen aufgelistet. Tabelle 8: Vor- und Nachteile der zirkulierenden Wirbelschicht Vorteile - Temperaturkonstanz im gesamten Feststoffkreislauf und somit im Dampferzeuger - günstige Dampfcharakteristik durch Partikelkonvektion bei der Wärmeübertragung - fast keine NO X Erzeugung in den Brennkammern durch geeignete Brennstoff und Feuerungsführung Nachteile - -lange Kaltstartzeit gegenüber staubgefeuerten Anlagen Kraftwerkstechnik Seite 51

53 7.3.3 Staubfeuerung Funktion und Aufbau Die Staubfeuerung besitzt gegenüber den anderen Verfahren zur Feststofffeuerung den Vorteil, dass das Kohlenstaub Luft Gemisch wie ein Gas verbrennt und auch auf ähnliche Weise in den Brennraum gefördert wird. Aufgrund dieser Eigenschaften lässt sich dieses Verfahren leicht regeln und zünden. Außerdem lässt sich leicht und schnell die Staubmenge variieren und der Leistung anpassen. Hinzu kommt, dass der Zündvorgang deutlich schneller als bei anderen Feststofffeuerungen erfolgt, da sich die kleinen Staubpartikel schneller auf Zündtemperatur erhitzen lassen. Anders als bei den anderen Feststofffeuerungsarten erfolgt die Brennstoffaufbereitung außerhalb der Brennkammer durch die so genannte Mahltrocknung. Dabei wird die Kohle in der Mühle gemahlen und parallel mithilfe der Primärluft getrocknet und gefördert. Der Staub wird anschließend in einen Staubbunker gefördert, von dem aus dann die Verteilung auf die Brenner erfolgt. Eine genauere Beschreibung des Mahlvorgangs ist dem Kapitel Kohlevorbereitung zu entnehmen. Die Förderung des Staubes zu den Brennern erfolgt mittels Primärluft, die etwa 20 % des Frischluftvolumenstroms ausmacht. Dabei sorgt ein Zuteiler dafür, dass der Brennstoffanteil in der Primärluft der jeweiligen Last angepasst wird. Abbildung 37: Brennstoffaufbereitung für die Staubfeuerung [2] Im Brennraum wird dann die Sekundärluft hinzugegeben, welche die restlichen 80 % der Frischluftversorgung ausmacht. Kraftwerkstechnik Seite 52

54 Die bei der Verbrennung entstehenden Rauchgase werden mittels eines Gebläses, welches sich am Dampferzeugeraustritt befindet, aus diesem gesogen. Dampferzeuger, die mit Staubfeuerung betrieben werden, werden also auf Unterdruck gefahren Brennstoffzündung Die Zündung des Brennstoffgemisches wird in der Regel mit Zündbrennern realisiert. Dabei handelt es sich um kleinere Brenner als die Hauptbrenner, deren einzige Aufgabe darin besteht, das Brennstoffstaub Luft Gemisch zu zünden. Sie besitzen eine Leitung zwischen 0,1 bis 1 MW. Bei leistungsstarken Brennern erfolgt der Zündvorgang meist in drei Stufen. Mittels eines elektrischen Lichtbogens wird ein Gasbrenner gezündet. Nachdem dieser die nötige Betriebstemperatur erreicht hat, wird mit dem Gasbrenner ein Ölbrenner entflammt. Anschließend wird der Gasbrenner abgeschaltet. Wenn die Ölflamme die richtige Temperatur erreicht hat, wird mittels der Ölflamme der eigentliche Brenner entzündet. Bei kleinen Brennern wird der Zündvorgang meist nur mit einem Gas oder einem Öl Zündbrenner realisiert Brennersysteme Im folgenden Abschnitt sind die beiden wichtigsten Brennersysteme beschrieben, die bei modernen Dampferzeugern zum Einsatz kommen Strahlbrenner Bei Strahlbrennern strömt ein Primärstrahl, der sich aus Luft und Kohlenstaub zusammensetzt, durch eine Öffnung in den Brennraum. Nachdem der Primärluftstrahl die Auslassöffnung passiert hat, öffnet dieser sich in einem kegelförmigen Winkel. Oberund unterhalb der Öffnung für den Primärstrahl befindet sich jeweils eine weitere Öffnung für die so genannten Sekundärstrahlen. Die Strömungsgeschwindigkeit der Sekundärstrahlen ist wesentlich größer als die des Primärstrahls. Dadurch bildet sich eine turbulente Strömung und es findet eine Vermischung des Luft Kohle Gemisches mit den heißen Rauchgasen statt. Dabei wird die Kohle bis auf Abbildung 38: Aufbau und Funktionsprinzip eines Strahlbrenners [1] Kraftwerkstechnik Seite 53

55 Zündungstemperatur erhitzt und es erfolgt der Zündvorgang in einem Abstand von 0,8 1,5 m zu den Brennern. Die Verbrennungsluftzufuhr im Bereich der Brenner wird mit einer Luftzahl von λ < 1 gefahren, um die Stickoxidbildung möglichst gering zu halten. Zur vollständigen Verbrennung des Brennstoffs wird jedoch oberhalb des Feuerraums Tertiärluft zugegeben, damit auch die letzten Brennstoffpartikel verbrennen. Der Betrieb von Strahlbrennern in Dampferzeugern erfolgt nach dem Prinzip der Tangentialfeuerung. Dabei sind die Brenner ringförmig um die Brennkammer nach dem Prinzip der folgenden Abbildung (Brenneranordnung bei der Tangentialfeuerung) angeordnet: Abbildung 39: Brenneranordnung bei der Tangentialfeuerung [1] Durch diesen Aufbau entsteht in der Mitte der Brennkammer eine Drallströmung, wodurch eine bessere Flammstabilisation mit optimaler Verbrennung erreicht wird. Ein weiterer Vorteil von Strahlbrennern ist deren einfacher Aufbau. Aufgrund dieser Eigenschaft sind sie sehr wartungsarm. Kraftwerkstechnik Seite 54

56 Der große Nachteil von Strahlbrennern besteht jedoch darin, dass sie nur nach der Tangentialfeuerung arbeiten können, da sonst die zur Verbrennung nötige Drallströmung nicht gegeben ist. Es müssen also immer alle Brenner pro Brennerebene in Betrieb sein, damit die Drallströmung aufrecht erhalten werden kann. Bei Ausfall eines Brenners würde dies den Ausfall einer ganzen Brennerebene bedeuten Drallbrenner Bei Drallbrennern werden Primär- und Sekundärluft durch konzentrisch angeordnete ringförmige Düsen eingebracht. Das Gemisch aus Primärluft und Brennstoff wird durch eine innere Düse in den Feuerraum eingeblasen. Der Sekundärluftstrom wird in zwei Luftströme aufgeteilt. Sekundärluft I und Sekundärluft II. Diese strömen durch konzentrisch zueinander angeordnete Düsen und können beide durch ein verstellbares Axialschaufelgitter mit Drall beaufschlagt werden. Dadurch kommt es im Bereich der Luftströmungen zu einer Rezirkulation, was mit einer guten Vermischung von Frischluft, Brennstoff und Rauchgas verbunden ist. Eine stabile Zündung in Brennernähe ist somit gewährleistet. Der Abstand des Zündpunktes vom Brenner kann mittels der Drallbeaufschlagung geregelt werden. Wie beim Strahlbrenner wird auch beim Drallbrenner mit unterstöchiometrischer Verbrennung gefahren, um die Stickoxidbildung gering zu halten. Die zur vollständigen Verbrennung nötige Restluft wird als Tertiärluft in die Brennkammer geben. Abbildung 40: Aufbau eines Drallbrenners für Kohle und Öl [1] Der große Vorteil von Drallbrennern besteht darin, dass diese auch einzeln eingesetzt werden können, da durch den erzeugten Drall die nötige Flammstabilität Kraftwerkstechnik Seite 55

57 erreicht wird. Aus diesem Grund werden Drallbrenner in Dampferzeugern eingesetzt, die nach dem Verfahren der Boxer- und der Sturzfeuerung betrieben werden. Bei der Boxerfeuerung sind immer zwei Brenner gegenüber angeordnet; oft mehrere pro Brennerebene. Je nach Leistungsbedarf des Kraftwerks können diese dann einzeln hinzu geschaltet werden. Die Verfeuerung minderwertiger Kohlen erfolgt mittels einer Schmelzkammer nach dem Prinzip der Sturzfeuerung. Dabei sind die Brenner senkrecht nach unten angeordnet. Die bei der Verbrennung entstehende Schlacke kommt somit gar nicht mit den Brennern in Berührung, sondern fließt durch einen am Brennkammerboden angebrachten Schlackeschacht aus der Brennkammer. Auch bei der Sturzfeuerung können die Brenner je nach Lastbedarf einzeln angefahren werden. Kraftwerkstechnik Seite 56

58 8 Kohlevorbereitung Frisch angelieferte Kohle ist für die Verbrennung im Dampferzeuger ungeeignet, da sie zum einen eine kleine Oberfläche und zum anderen einen viel zu großen Wasseranteil aufweist. Dieser kann bei Braunkohle bis zu 60% betragen. Somit muss die Kohle vor der eigentlichen Verbrennung gemahlen und getrocknet werden. Dies geschieht in der Regel parallel und wird auch als Mahltrocknung bezeichnet. Zur Zerkleinerung werden, je nachdem, ob es sich um Braun- oder Steinkohle handelt, verschieden Kohlemühlen verwendet, die im Folgenden erläutert werden. 8.1 Schüsselmühle Bei der Mahltrocknung von Steinkohle haben sich Walzenschüsselmühlen bewährt: Bei einer Walzenschüsselmühle fällt die noch unverarbeitete Steinkohle durch einen Schacht auf die Mahlschüssel. Auf der Mahlschüssel sind in der Regel drei Mahlräder angebracht, die langsam über diese rollen und die Kohle dabei zerkleinern. Die Mahlräder werden mittels Federn oder einer Hydraulik auf die Mahlschüssel gedrückt. Abbildung 41: Walzenschüsselmühle zur Mahltrocknung [2] Zudem wird ein Heißluftstrom von unten in die Mühle eingeleitet, der dafür sorgt, dass die Kohle getrocknet wird und nach dem Trocknungsvorgang eine Restfeuchte von etwa 2 % aufweist. Für diesen Trocknungsvorgang werden ca. 3 % der durch den Brennstoffmassenstrom eingetragenen Energie benötigt. Zudem dient der Heißluftstrom dazu, den feinen Kohlestaub in den oberen Teil der Mühle zu fördern. Im oberen Teil der Kohlemühle ist ein Sichter angebracht, welcher die feinen und groben Kohlepartikel voneinander trennt. Die feinen Partikel werden zusammen mit der Heißluft zum Brenner gefördert, die groben Partikel fallen wieder zurück auf die Mahlschüssel. Der Arbeitsaufwand in einer solchen Mühle ist mit etwa 7 10 kwh/t Kohle hoch. Dabei kann die Leistung aller installierten Kohlemühlen durchaus 2 3 % der elektrischen Leistung des gesamten Kraftwerksblocks in Anspruch nehmen. Dafür wird aber auch ein hoher Kohledurchsatz von t/h erreicht. Kraftwerkstechnik Seite 57

59 Im Betrieb müssen die Mahlräder nach ca Betriebsstunden ( 1 Jahr) ausgetauscht werden, da diese sich schnell abnutzen Abbildung 42: Schüsselmühle mit Bezeichnungen [1] Abbildung 43: Walzenschüsselmühlen in einem Kraftwerk; die Durchsatzleistung jeder einzelnen Mühle beträgt 20 t/h [16] Kraftwerkstechnik Seite 58

60 8.2 Schlagradmühle Im Gegensatz zur Steinkohle weist Braunkohle einen deutlich höheren Wasseranteil auf. Dieser kann bei unverarbeiteter Braunkohle bis zu 60% betragen. Aus diesem Grund kann Braunkohle nicht mittels einer Walzenschüsselmühle zerkleinert werden, da diese unter dem hohen Druck der Mahlräder verklumpen würde. In der Schlagradmühle wird die Braunkohle mit heißem Rauchgas (1000 C), welches aus der Brennkammer des Dampferzeugers entnommen wird, getrocknet und zum Schlagrad gefördert. Auf dem Weg zur eigentlichen Mühle kühlt das heiße Rauchgas durch Wärmeabgabe an die Braunkohle ab. Es findet also eine Vortrocknung statt. Nach der Trocknung besitzt die Braunkohle jedoch immer noch eine Restfeuchte von %. Zudem werden für die Trocknung große Energiemengen benötigt, welche etwa 15 % der durch die Braunkohle zugeführten Energiemenge betragen. Als Zerkleinerungswerkzeug in der Schlagradmühle dient eine Prallplatte. Diese ist auf einem umlaufenden Rad angebracht und rotiert mit min -1. Die Braunkohle wird von dem sich mit hoher Geschwindigkeit drehenden Rad durch Prallbeanspruchung zerschlagen. Zudem ist das Rad wie ein Radialgebläse aufgebaut und dient außerdem dazu, die heißen Rauchgase anzusaugen und weiter zu den Brennern zu fördern. Im laufenden Betrieb von Schlagradmühlen hat sich jedoch gezeigt, dass das Schlagrad aufgrund des hohen Durchsatzes von bis zu 200 t/h schnell durch Abrasion verschleißt. Aus diesem Grund wird dem Schlagrad eine weitere Zerkleinerungsstufe vorgeschaltet, die aus mehreren Reihen hammerartiger Schläger besteht. Diese sollen den Verschleiß am Schlagrad senken. Abbildung 44: Schläger bei der Vorzerkleinerung in einer Schlagradmühle [16] Nachdem die Kohle am Schlagrad zerkleinert wurde, wird sie zusammen mit dem Rauchgasvolumenstrom zu einem Sichter gefördert, der die feinen von den groben Partikeln trennt. Kraftwerkstechnik Seite 59

61 Die feinen Partikel werden zusammen mit den heißen Rauchgasen zu den Brennern gefördert, die groben Partikel gelangen wieder zurück in die Mühle. Abbildung 45: Schlagradmühle mit Bezeichnungen [1] Im Gegensatz zur Walzenschüsselmühle ist der spezifische Arbeitsaufwand in einer Schlagradmühle deutlich höher; dieser liegt hier bei etwa kwh/t. Zudem ist der Verschleiß trotz der vorgeschalteten Zerkleinerungsstufe immer noch höher als bei der Walzenschüsselmühle. 8.3 Brennerversorgung In der Regel versorgt eine Kohlemühle in einem Kraftwerk entweder eine Brennerebene oder eine Reihe von übereinander angeordneten Brennern. Kraftwerkstechnik Seite 60

62 9 Leistungsregelung in einem Kraftwerk Regenerative Energiequellen wie z.b. Photovoltaik und Windkraft können, im Gegensatz zu konventionellen Anlagen der Energieerzeugung, für keine zeitlich konstante Energieeinspeisung garantieren, da sie wetterbedingten Schwankungen unterliegen. Gerade deshalb ist es bei konventionellen Kraftwerken besonders wichtig, dass diese Leistungsschwankungen durch eine geeignete Regelung abgefangen werden können. 9.1 Fahrweise eines Kraftwerks In der Regel werden Dampfkraftwerke nicht bei 100 % Belastung gefahren, sodass noch eine Reserveleistung (Reserveenergie) vorhanden ist. Im Falle eines höheren Leistungsbedarfes, z.b. durch den Ausfall einer anderen Anlage, kann durch die Leistungsreserve ein Teil der benötigen Leistung relativ schnell bereitgestellt werden, ohne dass zusätzlich ein weiterer Kraftwerksblock angefahren werden muss. Aus diesem Grund werden Dampferzeuger so ausgelegt, dass der höchst mögliche Wirkungsgrad bei der durchschnittlichen Feuerleistung von 75% bis 85 % erreicht wird. In der nebenstehenden Abbildung ist der Wirkungsgrad eines Dampferzeugers in Abhängigkeit von der Belastung dargestellt. Abbildung 46: Dampferzeuger-Wirkungsgrad in Abhängigkeit von der Belastung [7] 9.2 Verfahren der Leistungsregelung an der Turbine Die Turbinenleistung eines Kraftwerks und damit letztlich auch die elektrische Leistung wird über den der Turbine zugeführten Dampfmassenstrom geregelt. Dabei gilt für den in der Turbine durchströmenden Dampfmassenstrom das folgende Gesetz: 7* '~ 9 ' : ' 7* ' Dampfmassenstrom 9 ' Druck des Frischdampfes ' Turbineneinlassquerschnitt Frischdampftemperatur Kraftwerkstechnik Seite 61

63 Da eine Temperaturerhöhung bzw. eine Temperatursenkung zur Reduzierung des Dampfmassenstroms technisch nicht in Frage kommen würde, greift man auf eine Änderung des Frischdampfdruckes oder des Turbineneinlassquerschnittes zurück. Die folgenden Verfahren kommen dafür in Frage: Festdruckverfahren ( Drosselverfahren) Beim Festdruckverfahren wird der Dampfdruck im Dampferzeuger konstant gehalten und die Turbineneinlassquerschnittsfläche mithilfe der Turbineneinlassventile geändert. Eine Verkleinerung der Querschnittsfläche hat einen erhöhten Druckverlust an diesem Bauteil zur Folge. Das Druckgefälle in der Turbine ist somit kleiner und die Leistung der Turbine sinkt. Soll die Leistung erhöht werden, vergrößert man die Querschnittsfläche des Turbineneinlasses wieder. Technisch realisiert wird dieses Verfahren, indem man den HD Teil der Dampfturbine mit einer Regelstufe aufrüstet. Die Regelstufe besteht aus einem ein- oder mehrstufigen Regelrad, welches von über dem Umfang verteilten Düsensegmenten umgeben ist. Die Einlassdüsen lassen sich separat über die Turbineneinlassventile ansteuern, sodass man den Turbineneinlassquerschnitt über die Stellung der Turbineneinlassventile regeln kann. Die Leistungsregelung nach dem Festdruckverfahren besitzt den Vorteil, dass sich eine Laständerung schnell realisieren lässt und das Abbildung 47: Frischdampfeinströmung in ein HD - Gehäuse mit sechs Düsensegmenten, die einzeln mittels eines Stellventils geschaltet werden können [1] Ganze ohne Druckverluste im Dampferzeuger stattfindet. Nachteilig ist hier jedoch, dass zum einen nur kleine Leistungsänderungen ( P < 5 %) geregelt werden können und dass dieses Verfahren mit irreversiblen Energieverlusten verbunden ist, wodurch der Wirkungsgrad des Kraftwerks sinkt Gleitdruckverfahren Anders als beim Festdruckverfahren wird der Dampfvolumenstrom hier nicht über den Turbineneinlassquerschnitt geregelt, sondern über den Druck im Dampferzeuger. Dies geschieht über die Regelung der Feuerwärmeleistung, also über die Brennstoffzufuhr im Kessel. Durch die Änderung der Feuerwärmeleistung sind die Verluste beim Gleitdruckverfahren wesentlich geringer als beim Festdruckbetrieb. Die Leistung wird hier durch ein Herabsetzten des Brennstoffmassenstroms realisiert und nicht durch das Erzwingen größerer Druckverluste. Dadurch lässt sich auch ein großer Leistungsbereich anfahren. Nachteilig ist jedoch, dass eine Leistungsänderung im Kraftwerkstechnik Seite 62

64 Gleitdruckbetrieb sehr langsam abläuft, da es sich bei dem Dampferzeuger um ein träges System handelt. Das Gleitdruckverfahren wir dementsprechend nur bei größeren Lastwechseln eingesetzt, wo eine langsame Änderung der Leistung möglich ist Modifizierter Gleitdruck Das modifizierte Gleitdruckverfahren stellt eine Kombination aus Fest- und Gleitdruckverfahren dar. Dabei verbindet es die positiven Eigenschaften von beiden Verfahren zu einer schnellen Laständerung mit relativ geringen Verlusten. Bei einer Lastabsenkung werden so z.b. erst die Turbinenventile nach dem Festdruckverfahren geschlossen bzw. der Querschnitt der Turbineneinlassfläche gesenkt. Danach wird der Druck nach dem Gleitdruckverfahren abgesenkt. Wenn sich der neue Sollwert für den Druck eingestellt hat, werden die Turbinenventile wieder geöffnet und der Block kann nach den neuen Einstellungen weitergefahren werden. Um eine Lasterhöhung zu gewährleisten, werden die Turbineneinlassventile im stationären Betrieb immer um ca % gedrosselt, sodass durch einfaches Öffnen eine schnelle Leistungssteigerung nach dem Festdruckverfahren möglich ist. Durch die Trägheit des Dampferzeugers steht somit zuerst genügend Dampf zur Verfügung, wobei unmittelbar darauf eine Druckerhöhung nach dem Gleitdruckverfahren durchgeführt wird. Wenn der neue Sollwert für den Druck erreicht ist, werden die Turbineneinlassventile wieder auf 5 10 % gedrosselt. Mithilfe des modifizierten Gleitdruckverfahrens lässt sich die Kraftwerksleistung bis auf die untere Grenze von % herunterfahren. Kraftwerkstechnik Seite 63

65 9.3 Frischdampfdruck und Turbinenventilöffnung in Abhängigkeit von der Last und vom angewandten Regelverfahren Die folgende Abbildung veranschaulicht noch einmal wie sich der Frischdampfdruck und die Turbinenventilöffnung in Abhängigkeit von der Last und vom Einsatz des Regelverfahrens unterscheidet: Abbildung 48: Verlauf von Frischdampfdruck und Turbinenventilöffnung für verschiedene Betriebsweisen in Abhängigkeit der Belastung [7] Kraftwerkstechnik Seite 64

66 10 Rauchgasreinigung Bei der Verbrennung von fossilen Brennstoffen fallen Schadstoffe in Form von Schwefelverbindungen, Stickoxide, Kohlenstoffdioxid und Flugstaub an. Aufgrund des hohen Durchsatzes an Brennstoffen im Kraftwerk werden dementsprechend auch große Mengen an Rauchgas erzeugt. Um die staatlich vorgegebenen Werte für die Abgasfrachten einhalten zu können, sind alle Kraftwerke in Deutschland mit einer Rauchgasreinigung ausgestattet. Der Prozess der Rauchgasreinigung besteht aus drei grundlegenden Schritten: Entstaubung, Entschwefelung und Entstickung, deren Reihenfolge nicht vorgeschrieben ist und deshalb von Anlage zu Anlage beliebig variieren kann. In modernen Anlagen erfolgen die Schritte jedoch in der Reihenfolge Entstickung Entstaubung Entschwefelung. Abbildung 49: Die drei Verfahrensschritte der Rauchgasreinigung und deren Anordnung [28] 10.1 Entstickung Die Entstickung des Rauchgases findet in der sogenannten DENOX Anlage statt. Das am Häufigsten in der DENOX angewandte Verfahren ist dabei das SCR Verfahren (Selektive Catalytic Reaction), welches bei Rauchgastemperaturen von C abläuft. Aufgrund dessen, dass die im Rauchgas enthaltenen Stickoxide zu ca. 95 % aus Stickstoffmonoxid (NO) bestehen und dieses wasserunlöslich ist, wird es deshalb mithilfe von einem Ammoniak (NH 3 ) Luft Gemisch zu Wasser und elementarem Stickstoff umgesetzt. Diese beiden Gase Kraftwerkstechnik Seite 65

67 kommen in der Atmosphäre als natürliche Stoffe vor und können deshalb problemlos über den Kamin in die Umwelt geleitet werden Entstaubung Bei der Entstaubung in Kraftwerken werden bevorzugt Elektrofilter eingesetzt. Diese gewährleisten auch bei großen Rauchgasvolumenströmen von mehr als 10 6 m³/h einen hohen Abscheidegrad von 99,99 %. Dabei werden selbst kleinste Partikel (0,01 50 µm) abgeschieden. Der Verfahrensablauf der Entstaubung mittels eines Elektrofilters ist der nachfolgenden Abbildung zu entnehmen: Abbildung 50: Entstaubung mittels eines Elektrofilters [29] Kraftwerkstechnik Seite 66

68 10.3 Entschwefelung Als dritter Schritt der Rauchgasreinigung erfolgt die Entschwefelung. Hier wird das Rauchgas vom gasförmigen Schwefeldioxid (SO 2 ) gereinigt, welches in der Atmosphäre als Treibhausgas und mitverantwortlicher für den sauren Regen bemerkbar macht. Abbildung 51: Prinzipschema des Kalkwaschverfahrens [1] Die Entschwefelung erfolgt nach dem sogenannten Kalkwaschverfahren, welches in einem Waschturm abläuft. Das Rauchgas wird längst durch den Waschturm geleitet und aus vielen Düsen mit Kalkmilchsuspension und Wasser besprüht. Dabei reagiert das Schwefeldioxid mit der Kalkmilchsuspension und dem Wasser zu einer Calciumsulfidlösung, die sich im unteren Bereich des Waschturms ansammelt und dort unter Einwirkung von Luftsauerstoff zu Gips reagiert. Der Gipsschlamm wird mithilfe von mechanischen Trennverfahren (Zentrifugen) vom Wasser getrennt, sodass Gips ausfällt. Der Gips wird in ein Gipslager befördert und anschließend als Baustoff weiterverkauft. Kraftwerkstechnik Seite 67

69 11 CO 2 Abscheidung Von allen fossilen Energieträgern setzt Kohle pro Energieeinheit mehr CO 2 frei als alle anderen. Zudem sind kohlebefeuerte Anlagen die zuverlässigsten und durch die großen noch vorhandenen Kohlereserven werden diese auch noch lange Zeit an der weltweiten Stromversorgung stark beteiligt sein. Nach aktuellem Stand erzeugen kohlebefeuerte Kraftwerke 2/3 der weltweit genutzten elektrischen Energie und emittieren dabei ; CO 2 pro Jahr Tendenz steigend. Aus diesem Grund ist es besonders wichtig und sinnvoll zuverlässige Anlagen zur CO 2 Abscheidung im Bezug auf den Klimawandel bereitzustellen Abscheideanlagen (post combustion process) Abscheideanlagen sehen eine Entfernung des Kohlenstoffdioxids aus dem Rauchgas vor. Rauchgas aus einem kohlebefeuerten Kraftwerksblock besteht zu 80 % aus Stickstoff (N 2 ), 13 % aus Kohlenstoffdioxid (CO 2 ) und zu etwa 7 % aus Wasserdampf. Nachdem das Rauchgas die bekannten Schritte der Rauchgasreinigung Entstickung, Entschwefelung und Entstaubung passiert hat, wird es in eine spezielle Absorptionsanlage geleitet. In dieser Anlage wird das CO 2 im Gegenstrom in einen auf C warmen Absorber geleitet, w o es mittels einer Waschlösung aus dem Rauchgas entfernt wird. Als Waschlösung dient MEA (Monoethandiolamin), eine hochgiftige, brennbare, farblose und korrosive Flüssigkeit, die aus Ammoniak und Ehylenoxid gewonnen wird. Anschließend muss die CO 2 belastete Waschlösung wieder regeneriert werden. Dieser Vorgang wird Desorption genannt und findet im Regenerator bei Temperaturen von C statt, wobei zusätzli ch noch der Druck abgesenkt wird, um die Desorptionsrate zu verbessern. Die Temperaturerhöhung wird durch das Einleiten von Anzapfdampf aus dem Dampferzeuger erreicht. Anschließend wird das Wasserdampf CO 2 Gemisch in einen Kondensator geleitet, in dem das Wasser kondensiert. Dadurch erhält man reines CO 2 Gas welches anschließend verdichtet und für den Abtransport gelagert wird. Kraftwerkstechnik Seite 68

70 Abbildung 52: Schema einer mit MEA betriebenen Anlage zur CO2 Abscheidung [1] Der Vorteil dieses Verfahrens besteht darin, dass es in der Praxis erfolgreich in einer kleinen Anlage getestet wurde. Bevor es jedoch großtechnisch angewendet werden kann, ist ein Test in einer Pilotanlage erforderlich, wobei sich dieser Prozess problemlos in den bestehenden Kraftwerksprozess integrieren lassen könnte. Nachteilig ist der hohe Energiebedarf, besonders durch das Bereitstellen von Anzapfdampf, was den Wirkungsgrad der Anlage im Ganzen absenken würde. Zudem ist die Anschaffung von MEA mit hohen Kosten und einem hohen umwelttechnischem Risiko verbunden. Zwar ist dieser Prozess theoretisch auch mit Wasser möglich, doch würde der Volumenstrom bei Wasser als Waschlösung um den Faktor 10 höher ausfallen, was den Anlagenwirkungsgrad nochmals absenken würde Verbrennung mit Sauerstoff (oxyfuel combustion) Das Verfahren der Oxyfuel combustion sieht vor, den Brennstoff in einer stickstofffreien Atmosphäre zu verbrennen. Dem Brennstoff wird dabei ein Gemisch aus Rauchgasen und reinem Sauerstoff zugeführt, um die Flammtemperatur zwischen 1700 und 1900 C zu halten. Bei der Verbre nnung im reinen Sauerstoff würde die Flammtemperatur auf über 3000 C ansteigen und die Rohrleitungen im Dampferzeuger beschädigen. Der für die Verbrennung benötigte Sauerstoff wird durch Luftverflüssigung gewonnen, was einen hohen Energieaufwand von 250 kwh / Tonne Sauerstoff bedeutet. Dadurch fällt der Anlagenwirkungsgrad um 8 bis 10 Prozentpunkte ab. Ein Vorteil hierbei ist jedoch, dass das Abgas zu 90% aus CO 2 besteht. Die restlichen 10% werden hauptsächlich durch Wasserdampf und Verunreinigungen wie SO X und NO X gebildet. Nach der Rauchgasreinigung kann das CO 2 über einen Kondensator von den restlichen Bestandteilen ohne großen technischen Aufwand Kraftwerkstechnik Seite 69

71 getrennt werden. Danach wird das CO 2 Gas verdichtet und zum Transport aufbereitet. Technisch gesehen lässt sich diese Verfahren zwar realisieren, doch sind bis jetzt keine Erfahrungswerte von derartigen Anlagen vorhanden. Zudem ist die Sauerstoffverflüssigung sehr energieintensiv, sodass ein solches Verfahren nach heutigem Stand nicht wirtschaftlich wäre. Hinzu kommt noch, dass die Auswirkungen derart hoher CO 2 Gehalte auf die Werkstoffe in der Anlage praktisch unerforscht sind. Bevor eine derartige Anlage in Betrieb gehen würde, müssten erst einige Tests im Voraus gefahren werden Brennstoffumwandlung (pre combustion process) Der Prozess der Brennstoffumwandlung wurde weitestgehen schon beim IGCC Prozess, Kapitel 5, erläutert. Der feste Brennstoff wird in einem speziellen Vergaser durch Druckvergasung mittels Sauerstoff und Wasserdampf in ein energiereiches Synthesegas überführt. Dieses besteht überwiegend aus CO 2 und Wasserstoff. Das Synthesegas wird anschließend entstaubt und entschwefelt und dann in einen Absorber geleitet, der das CO 2 aus dem Gas abscheidet. Das Wasserstoffgas kann anschließend in einer Gasturbine verbrannt werden, das CO 2 wird verdichtet und dann für den Transport aufbereitet Lagerung Als Lagerstätten für das abgeschiedene CO 2 kommen nach derzeitigem Stand mehrere Möglichkeiten in Frage: Eine Möglichkeit besteht darin, das abgeschiedene CO 2 unter hohem Druck in alte Erdgas und Erdöllagerstädten zu pumpen. Das CO 2 soll sich in die Gesteinsporen einlagern und dabei noch vorhandene Erdgas- und Erdölreste herauspressen. Mithilfe dieses Verfahrens könnte somit zum einen das CO 2 sicher gelagert werden und zum anderen könnten noch vorhandene Restbestände aus den Lagerstätten gewonnen werden. Als eine Alternative kommt die Speicherung in Aquiferen zum Tragen. Aquifere sind unterirdische mit Salzwasser gefüllte Bodenschichten. Die technischen Möglichkeiten zur Förderung des CO 2 in die Aquifere sind schon vorhanden siehe Kapitel 4.3 Forschung am IGCC Prozess doch ist man sich nicht sicher, wie sicher die Aquifere das CO 2 speichern und wie viel im Laufe der Zeit an die Oberfläche gelangt. Die letzte Möglichkeit der CO 2 Speicherung sieht eine Verwahrung des CO 2 am Grund der Ozeane vor. Dabei muss jedoch gewährleistet sein, dass das CO 2 sicher am Meeresboden bleibt und sich nicht im Wasser löst, da dies eine Versauerung des Meerwassers zur Folge hätte. Dadurch würden die Schalen schalenbildender Meerestiere wie Schildkröten, Korallen, Muscheln, etc. chemisch angegriffen werden und die Tiere wären ihres schützenden Panzers beraubt. Um diesem Problem vorzubeugen, hat man eine Methode gefunden, dass CO 2 in Sedimente unter dem Kraftwerkstechnik Seite 70

72 Meeresboden einzubringen. Bei Temperaturen unter 10 C und einem hohen Druck liegt das CO 2 als fest gebundenes Hydrat vor, welches sich nicht im Wasser lösen kann. Somit ist keine Überwachung mehr nötig. Aus diesem Grund wird diese Methode als primäres Ziel angestrebt und es sind weitere Forschungsprojekte zur Realisierung dieses Verfahrens am Laufen. Kraftwerkstechnik Seite 71

73 12 Kernkraftwerke 12.1 Radioaktiver Zerfall und Bindungsenergie Bindungsenergie Der Kern eines Atoms setzt sich aus den Nukleonen - Protonen und Neutronen - zusammen. Die positiv geladenen Protonen stoßen sich logisch betrachtet gegenseitig ab. Jedoch werden die Abstoßkräfte zwischen den Protonen von der viel größeren Kernbindungsenergie überlagert. Nach der Definition ist die Kernbindungsenergie die Energie, die benötigt wird, um die einzelnen Kernbausteine komplett voneinander zu trennen. Bei vollständiger Trennung beträgt sie Null, was bedeutet, dass zum Trennen Energie aufgewendet werden muss, bzw. dass beim Entstehen des Atomkerns Energie freigesetzt wird. Die Kernbindungsenergie ist also ein negativer Wert, wobei in der Praxis mit dem positiven Wert W gerechnet wird. Die Bindungsenergie pro Nukleon besitzt ein Maximum bei der Massenzahl 60, also im Bereich des Elementes Eisen. Die folgende Abbildung verdeutlicht den Verlauf der Bindungsenergie pro Nukleon in Abhängigkeit von der Massenzahl. Abbildung 53: Bindungsenergie in Abhängigkeit von der Massenzahl [10] Daraus lässt sich Folgendes schlussfolgern: Zerfällt ein schwerer Kern wie beispielsweise Uran 235 in zwei leichtere Kerne, so erhöht sich die Bindungsenergie pro Kernbaustein in den Spaltprodukten. Es wird also Energie frei, die in einem Kraftwerkstechnik Seite 72

74 Kernkraftwerk in Form von Wärme genutzt werden kann. Der Wirkungsgrad zur Umwandlung dieser thermischen in elektrische Energie beträgt etwa 0, Energiefreisetzung an einem Uran 235 Kern Die mittlere Bindungsenergie pro Nukleon liegt in einem Uran 235 Kern bei ca. 7,6 MeV 1. Die Spaltprodukte besitzen in etwa eine Bindungsenergie von 8,5 MeV pro Nukleon. Bei der Spaltung eines Uran 235 Kerns wird also pro Nukleon eine Energie von 0,9 MeV frei, was bei 235 Nukleonen einem Energiebetrag von ca. 210 MeV entspricht. Von dieser frei werdenden Energie können rund 190 MeV thermisch genutzt werden. Um einen Vergleich zu konventionellen Kraftwerken zu ziehen wird folgendes Beispiel herangezogen: Eine Großstadt mit 1,5 Mio. Einwohner benötigt jährlich die Energie aus 1,39 t Uran 235, bzw. 200 t Natururan. Um die gleiche Energiemenge durch das Verbrennen von Steinkohle zu erhalten müssten 3,4 Mio. Tonnen davon verbrannt werden. 1 ev Elektronenvolt; Einheit der Energie von Kernbausteinen in der Kern- und Teilchenphysik 1 < =1, < = 1, Kraftwerkstechnik Seite 73

75 12.2 Kettenreaktion Unkontrollierte Kettenreaktion Im folgenden Abschnitt wird die Kettenreaktion anhand von Uran 235 ( CAD ) erklärt: Trifft ein freies Neutron auf ein Uran 235 Atom so wird das Uran 235 Atom in zwei leichtere Kerne gespalten. Dabei wird zusätzlich nicht nur Wärme, sondern es werden auch 2-3 Neutronen freigesetzt im Schnitt sind es 2,3 Neutronen. Diese freien Neutronen sind in der Lage weitere Kernspaltungen an Uran 235 Atomen auszulösen, was ein exponentielles Anwachsen der Spaltreaktionen zur Folge hätte. Dieses physikalische Phänomen der unkontrollierten Kettenreaktion wird z.b. bei einer Atombombe genutzt. B ;C Abbildung 54: unkontrollierte Kettenreaktion [10] Auch in der natürlichen Strahlung befinden sich freie Neutronen, wodurch die Annahme entsteht, dass ein solcher Prozess spontan ausgelöst werden könnte. Dazu müssen jedoch bestimmte Randbedingungen erfüllt sein, die in der Natur in diesem Maße praktisch nicht vorkommen. So können zum einen ausschließlich langsame Neutronen die Kettenreaktion auslösen, schnelle Neutronen, die bei der Reaktion freigesetzt werden, müssen erst noch mittels eines Moderators abgebremst werden. Kraftwerkstechnik Seite 74

76 Außerdem muss eine bestimmte Masse Uran 235 vorliegen, um den Neutronenfluss aufrecht zu erhalten. Bei einer kugelförmigen Anordnung des Uran 235 beträgt diese Menge 49 kg. Der Durchmesser dieser Kugel würde demnach rund 17,0 cm betragen Moderierte Kettenreaktion Beim Betrieb eines Kernreaktors muss natürlich eine nicht kontrollierte Kettenreaktion vermieden werden. Dazu muss man die Kontrolle über die Neutronenstrahlung erlangen. Es dürfen nur so viele langsame Neutronen bereitstehen, wie für die Aufrechterhaltung der Spaltung gebraucht werden. Dieser Zustand wird durch den Einsatz von Steuerstäben und Moderatoren erreicht Steuerstäbe Die Steuerstäbe bestehen aus einem neutronenabsorbierenden Material, meist Cadmium- oder Borverbindungen. Je nachdem wie weit die Steuerstäbe in den Reaktor eingefahren werden, vergrößert sich deren Wirkungsquerschnitt und desto mehr Neutronen fangen sie ein. Abbildung 55: Steuerstabantrieb oberhalb eines Druckwasserreaktor Brennelements [13] Die Steuerstäbe werden über einen speziellen Antrieb zwischen die Brennstäbe in den Brennelementen gefahren. Bei voll eingefahrenen Steuerstäben kommt die Reaktion vollständig zum Erliegen. In der Realität besitzt ein Siedewasserreaktor keine richtigen Steuerstäbe sondern ein kreuzförmiges Steuerelement, welches zwischen die Brennstäbe gefahren werden kann. Die einzelnen Steuerstäbe sind überwiegend in Druckwasserreaktoren zu finden Moderator Der Moderator dient dazu, die schnellen Neutronen auf die richtige Geschwindigkeit abzubremsen, damit diese mit einem Brennstoffkern reagieren können. Als Moderatoren eignen sich z.b. Wasser und Graphit, die eine große Wirkoberfläche zum Bremsen von Neutronen besitzen. Wasser besitzt zudem die Eigenschaft, dass die Moderationswirkung mit steigender Temperatur abnimmt, da aufgrund der Dichteminderung weniger Stöße zwischen Neutronen und Wassermolekülen stattfinden. Somit würde bei einem schnellen Anstieg der Kerntemperatur die Moderation und damit verbunden auch die Reaktorleistung auf natürlichem Wege gedrosselt werden. Kraftwerkstechnik Seite 75

77 Der Reaktor fährt also von selbst herunter. Diesen Vorgang nennt man inhärente Sicherheit, da die Gefahr der Nachzerfallswärme nicht mit beachtet wird. Abbildung 56: Darstellung der Moderatorwirkung in Abhängigkeit von der Temperatur bei Wasser [10] Borsäure Eine weitere Form zur Kontrolle und Regelung der Kettenreaktion findet mit Borsäure statt. Dabei wird das Kühlmittel im Reaktorkern mit Borsäure versetzt, die wie die Steuerstäbe in der Lage ist Neutronen zu absorbieren. Die Konzentration der Borsäure im Kühlmittel kann über bestimmte Anlagen eingestellt werden. Dadurch ist eine zusätzliche Regelmöglichkeit im Reaktor neben den Steuerstäben gegeben. Der Einsatz von Borsäure im Kühlmittel kommt nur in Druckwasserreaktoren zum Einsatz. Kraftwerkstechnik Seite 76

78 12.3 Nachzerfallswärme Beim Betrieb von kerntechnischen Anlagen stellt die Nachzerfallswärme ein großes Problem dar. Wird ein Reaktor, der über längeren Zeitraum in Betrieb war, abgeschaltet, wird die kontrollierte Kettenreaktion praktisch sofort beendet. Die Kernbrennstoffe setzten also keine Energie mehr in Form von Wärme frei. Jedoch häufen sich im laufenden Betrieb Spaltprodukte im Reaktorraum an, die alle größtenteils radioaktiv sind. Durch den Zerfall dieser Spaltprodukte wird trotzdem noch Energie in Form von Wärme freigesetzt, die mittels geeigneter Kühlmaßnahmen abgeführt werden muss. Ansonsten würde sich der Kern weiter aufheizen und es könnte im schlimmsten Fall zur Kernschmelze kommen. Außerdem führt eine Anhäufung an Spaltprodukte dazu, dass nach längerem Betrieb intensiver gekühlt werden muss. Die Nachzerfallswärme ist also von der Betriebszeit abhängig und lässt sich anhand der Formel von Way und Wigner ermitteln: P Nachzerfallswärme P 0 thermische Betriebsleistung t Zeit nach dem Abschalten in Tagen t 0 Betriebszeit des Reaktors in Tagen E =E F 6,1 10 >A G >F,C H+ F J >F,C K Rechenbeispiel anhand des Kernkraftwerks Grohnde: Wenn der Reaktor des Kernkraftwerks Grohnde (3900 MW thermische Leistung) 300 Tage in Betrieb war, dann ergibt sich nach dem Abschalten folgende Nachzerfallswärme zu bestimmten Zeitpunkten: Tabelle 9: Nachzerfallswärme im Kernkraftwerk Grohnde Zeit nach Abschaltung Nachzerfallswärme [MW] 6 h 23,8 12 h 19,7 1 d 16,2 10 d 7,5 30 d 4,6 100 d 2,3 365 d 0,8 Kraftwerkstechnik Seite 77

79 12.4 Brennstoffkreislauf Die Brennstoffgewinnung aus Uran ist ein aufwendiger Prozess, dessen Beschreibung den Rahmen dieses Skriptes sprengen würde. Die nachfolgende Grafik soll jedoch einen kleinen Einblick auf die einzelnen Schritte bei der Brennstoffgewinnung aus Uran geben: Abbildung 57: Uranabbau, Aufbereitung und Endlagerung [9] Je nach Lage der Uranerzflöze wird das Uranerz sowohl über- als auch untertage abgebaut {1}. Anschließend wird das Uranerz zu einer Aufbereitungsanlage transportiert, die aus dem Uranerz das Uran extrahiert (auch Natururan genannt) {2}. Da Natururan als Brennstoff aufgrund seiner geringen Uran 235 Anteile als Kraftwerkstechnik Seite 78

80 Kernbrennstoff ungeeignet ist, wird in einer speziellen Anlage der Uran 235 Anteil angereichert {3}. In einer weiteren Anlage wird das angereicherte Uran in Brennelemente gegeben {4}, die dann in einem Kernkraftwerk zur kommerziellen Stromerzeugung genutzt werden können {5}. Nach etwa 3 Jahren werden die abgebrannten Brennelemente aus dem Reaktor entfernt und einem Zwischenlager zugeführt, wo die ausgedienten Brennelemente bis zur Weiterverarbeitung gelagert werden {6}. Die ausgedienten Brennelemente werden anschließend an eine Wiederaufbereitungs- oder an eine Konditionierungsanlage überführt, die entweder noch brauchbare Kernbrennstoffe aus den abgebrannten Brennelementen extrahieren und dem Kreislauf wieder zuführen oder diese komplett zur Endlagerung aufbereiten {7}. Zuletzt werden die zur Endlagerung bestimmten Kernbrennstoffe in Castorbehältern zum Endlager transportiert {8} Kraftwerkstechnik Seite 79

81 12.5 Brennstab Ein Brennstab ist ein 5 8 m hoher röhrenförmiger Behälter zur Aufbewahrung des Brennstoffes. Der Außendurchmesser eines Brennstabs liegt bei etwa 11 mm, die Wanddicke bei 0,72 mm. Die Aufgabe eines Brennstabes liegt darin, das Kühlmittel vor Kontamination durch das Eindringen radioaktiver Zerfallsprodukte und den Brennstoffen zu schützen. Außerdem muss eine gute Wärmeabfuhr und Festigkeit gewährleistet sein. Die Hülle eines Brennstabs besteht deshalb aus Zircaloy, einer Zirconiumverbindung, welche einerseits einen guten Wärmeübergangskoeffizienten und eine hohe Festigkeit besitzt und andererseits nur wenig Neutronen absorbiert. Der Brennstoff, meist Urandioxid oder ein Mischoxid aus Urandioxid und Plutoniumdioxid liegt dabei in zylindrischer Tablettenform (Pellets) vor, die zuvor über einen Sinterprozess in ihre Form gebracht wurden. Die einzelnen Pellets werden in den Abbildung 58: Aufbau eines Brennstabs [7] Brennstab gefüllt. Am oberen und unteren Ende befinden sich Isoliertabletten aus Aluminiumoxid (Al 2 O 3 ). Oberhalb der Isoliertablette am oberen Ende des Brennstabs befindet sich eine Druckfeder, die Freiraum für gasförmige Zerfallsprodukte wie Xenon und Krypton Isotope schaffen soll. Im Betrieb können sich jedoch leichte Haarrisse durch Korrosion und Strahlenbelastung bilden, wodurch ein Teil der radioaktiven Zerfallsprodukte in das Kühlmittel gelangt und es kontaminiert. Um diesen Prozess einzudämmen ist der Einsatz eines Brennstabes auf drei bis fünf Jahre begrenzt. Kraftwerkstechnik Seite 80

82 12.6 Brennelement Der eigentliche Reaktorkern wird aus den Brennelementen gebildet. Bei einem Druckwasserreaktor besteht ein Brennelement aus einem Bündel von 16 L 16 Hüllrohren. In diesen Hüllrohren befinden sich 216 Brennstäbe und 20 Steuerstäbe. Die Steuerstäbe sind über eine Konstruktion miteinander verbunden und können mit einem Stellantrieb ein- und ausgefahren werden. Brennelement Abbildung 59: Reaktorkern des Kernkraftwerk Unterweser unter Wasser; teilweise beladen mit Brennelementen [14] Der Reaktor des Kernkraftwerks Biblis B beinhaltet 193 Brennelemente, von denen jedes ein Gewicht von 840 kg aufweist. Bei den Brut- und Hochtemperaturreaktoren bestehen die Brennelemente meist aus Kugeln von ca. 6 cm Durchmesser die vom Kühlmittel umströmt werden. Der Aufbau von Brut und Hochtemperaturreaktoren ist somit einfacher als der von Leichtwasserreaktoren. Kraftwerkstechnik Seite 81

83 Abbildung 60: Brennelement und Brennstabaufbau eines Druckwasserreaktors [4] Kraftwerkstechnik Seite 82

84 Tabelle 10: Brennelementdaten eines KWU Druckwasserreaktors (Grafenrheinfeld) [4] In einem Siedewasserreaktor besteht ein Brennelement aus einem Bündel von 8L8 Rohren, die mit jeweils einem Brennstab gefüllt sind. Eine viereckige Anordnung aus vier Brennelementen bildet eine Brennelementgruppe in deren Mitte eine Steuereinheit eingeführt werden kann. Aufgrund der kleineren Brennelemente beherbergt ein Siedewasserreaktor deutlich mehr Brennelemente als ein Druckwasserreaktor. So befinden sich z.b. im Reaktor des Kernkraftwerks Krümmel 840 Brennelemente. Kraftwerkstechnik Seite 83

85 12.7 Reaktortypen Neben vielen exotischen Typen von Reaktoren haben sich der Siedewasserreaktor und der Druckwasserreaktor beides so genannte Leichtwasserreaktoren weltweit bewährt und werden am häufigsten betrieben. An beiden Reaktorkonzepten wird nach aktuellem Stand weitergeforscht, sodass immer wieder weiterentwickelte Varianten gebaut werden. In Deutschland befinden sich zurzeit nur Reaktoren der beiden beschriebenen Verfahren in Betrieb, wobei geringfügige Modifikationen zum Grundmodell vorhanden sein können. Im Folgenden werden vier Reaktortypen erläutert, die sich in Deutschland im Betrieb befanden bzw. sich noch befinden Siedewasserreaktor (SWR) Aufbau und Funktion Die ersten Reaktoren, die in Deutschland zum kommerziellen Kraftwerksbetrieb errichtet wurden, waren so genannte Siedewasserreaktoren. (z.b. Grundremmingen 1962). Der Aufbau eines Kraftwerks mit Siedewasserreaktor ist der folgenden Abbildung zu entnehmen und verhältnismäßig einfach: Abbildung 61: Aufbau Kraftwerk mit Siedewasserreaktor [10] Kraftwerkstechnik Seite 84

86 In einem Siedewasserreaktor wird das Wasser im Reaktor zum Sieden gebracht und verdampft. Der aufsteigende Wasserdampf wird in Wasserabscheidern, die sich im oberen Teil des Reaktors befinden, von den flüssigen Bestandteilen getrennt. Die flüssigen Bestandteile werden wieder dem Reaktorkern hin zugeführt. Der Wasserdampf, durch die Verdampfung frei von festen Bestandteilen die zur Korrosion der Turbine führen könnten, durchläuft anschließend einen Abbildung 62: Schema eines Dampftrockner und kann dann der HD Stufe der Turbine Umwälzsystems für einen zugeführt werden. Nach Durchlaufen der HD Stufe Siedewasserreaktor [1] gelangt der Dampf in einen Zwischenüberhitzer und daraufhin in die ND Stufe der Turbine. Im Gegensatz zu Kohlekraftwerken wird in Kernkraftwerken auf eine MD Stufe verzichtet, da der Dampf nicht so hohe Drücke und Temperaturen besitzt. Die Leistung wird über einen höheren Massen- bzw. Volumenstrom erreicht. Anschließend wird der entspannte Wasserdampf im Kondensator in den flüssigen Aggregatzustand überführt und über die Speisewasserpumpe wieder in den Reaktor geleitet. Der Betrieb eines Siedewasserreaktors erfolgt im Zwangsumlauf. Dadurch wird ein stetiges Kühlen des Reaktorkerns gewährleistet. Neben der Kühlfunktion fungiert das Wasser auch als Moderator. Der Nettowirkungsgrad eines Siedewasserreaktors liegt bei 0, Reaktoraufbau Der Aufbau des Reaktorbehälters ist in der nachfolgenden Abbildung dargestellt. Abbildung 63: Siedewasserreaktor [1] Der Reaktor lässt sich in zwei Zonen einteilen. Die untere Zone, die etwa zwei Drittel einnimmt, ist mit Wasser gefüllt, in der oberen Zone befindet sich Wasserdampf. Kraftwerkstechnik Seite 85

87 Die obere Zone beinhaltet an Bauteilen den Wasserabscheider und den Dampftrockner. In der unteren Zone befinden sich der Reaktorkern mit den Brennelementen und den Steuerstäben. Letztere werden von unten in den Kern eingeführt, da durch den Wasserabscheider und den Dampftrockner der Bauraum in der oberen Zone ausgenutzt ist. Außerdem befinden sich in der unteren Zone Umwälzpumpen, die dafür sorgen, dass möglichst viel Wärme über Konvektion von den Brennelementen abgeführt wird. Zudem steht der Reaktor unter einem Druck von etwa 70 bar, damit das Wasser nicht vorzeitig verdampft, sondern Temperaturen von 250 bis 290 C erreichen und die damit verbundene Energie aufnehmen kann. Die Leistungsdichte im Reaktorkern liegt bei 60 MW/m³ Die Leistungsregelung eines Siedewasserreaktors erfolgt durch die Stellung der Steuerstäbe im Reaktorkern und kann aufgrund physikalischer Bedingungen nur sehr langsam erfolgen Vor- und Nachteile Der Vorteil eines Siedewasserreaktors besteht darin, dass er aufgrund seiner einfachen Bauweise relativ kostengünstig zu errichten ist. Außerdem besitzt ein Siedewasserreaktor einen höheren Wirkungsgrad als ein Druckwasserreaktor, da er nur einen Stoffkreislauf besitzt. Ein weiterer Vorteil liegt darin, dass im Falle einer Absenkung des Wasserspiegels im Kernbereich, die absinkende Wasserdampfzone eine schlechtere Moderatorwirkung als Wasser besitzt und somit den Spaltprozess bremsen würde, da weniger langsame Neutronen bereitgestellt werden. Die Nachteile bestehen darin, dass durch die fehlende Trennung zwischen Turbinen und Reaktorkreislauf radioaktive Spaltprodukte in die Turbine gelangen und diese über längere Zeit kontaminieren. Somit müssen bei der Entsorgung der Turbine auch alle Turbinenteile als radioaktiver Abfall entsorgt werden. Des Weiteren sind SWR nicht zur Netzregelung geeignet. Eine schnelle Leistungserhöhung hätte zur Folge, dass der Druck im Reaktor aufgrund der zusätzlich benötigten Dampfmenge sinkt. Dadurch bilden sich mehr Dampfblasen im Wasser und die Moderatorwirkung wird verschlechtert. Die Reaktorleistung fällt Im umgekehrten Fall würde eine schnelle Leistungsabsenkung dazu führen, dass aufgrund der weniger benötigten Dampfmengen der Druck im Reaktor steigt, wodurch sich auch die Moderatorwirkung verbessert. Die Reaktorleistung steigt. Kraftwerkstechnik Seite 86

88 Liste einiger Siedewasserreaktorstandorte Tabelle 11: SWR in Deutschland Name Netto Leistung [MW] Inbetriebnahme Abschaltung Grundremmingen A Grundremmingen B Grundremmingen C Brunsbüttel Isar Tabelle 12: SWR außerhalb Deutschlands Land Name Netto Leistung [MW] Inbetriebnahme Abschaltung Finnland Olkiluoto Schweiz Leibstadt (geplant) USA Enrico Fermi (geplant) Japan Fukushima I Kraftwerkstechnik Seite 87

89 Druckwasserreaktor (DWR) Aufbau und Funktion Abbildung 64: Aufbau Kraftwerk mit Druckwasserreaktor [10] Anders als beim Siedewasserreaktor besitzt der Druckwasserreaktor zwei Stoffkreisläufe, die baulich voneinander getrennt sind. Der erste Kreislauf wird Primär- oder auch Kühlmittelkreislauf genannt. Im Primärkreislauf befindet sich Wasser als Kühlmittel, welches unter einem sehr hohen Druck - ca. 160 bar steht, damit es nicht siedet. Das Wasser wird durch den Reaktorkern geleitet, wo es über Konvektion Wärme aufnimmt und sich auf ca. 300 C erhitzt. Das erhitzte Wasser strömt anschließ end zum Dampferzeuger. Beim Dampferzeuger handelt es sich um einen Rohrbündelwärmeübertrager, der die Wärme vom Primärkreislauf auf das Wasser im Sekundär oder Arbeitskreislauf überträgt. Das Wasser im Primärkreislauf kühlt sich dabei auf rund 280 C ab und wird über die Kühlmittelpumpe wieder in den Reaktordruckbehälter gefördert. Der im Verdampfer entstehende Dampf im Sekundärkreislauf wird in die HD Stufe der Dampfturbine geleitet. Dieser ist ein Zwischenüberhitzer nachgeschaltet, um dem teilweise entspannten Dampf wieder Energie zuzuführen. Danach wird der Dampf weiter in die ND Stufen der Dampfturbine geleitet, wo er komplett entspannt wird. Kraftwerkstechnik Seite 88

90 Der entspannte Dampf kondensiert nachträglich im Kondensator zu Wasser und wird über die Speisewasserpumpe wieder in den Dampferzeuger gefördert. Der Nettowirkungsgrad eines Kraftwerks mit Druckwasserreaktor liegt bei etwa 0, Reaktoraufbau Der Reaktordruckbehälter eines Druckwasserreaktors ist wie folgt aufgebaut: Im unteren Teil des Druckbehälters befindet sich der Reaktorkern mit den Brennstäben. Anders als beim Siedewasserreaktor werden die Steuerstäbe beim DWR von oben eingeführt, da durch das Fehlen des Dampftrockners hier ausreichend Platz vorhanden ist. Das Kühlmittel wird von unten in den Reaktor eingeleitet, sodass es ausreichend an den Brennstäben vorbeiströmen kann und eine stetige Wärmeabfuhr durch Konvektion gewährleistet ist. Abbildung 65: Druckwassereaktor [1] Ein weiterer Unterschied zum Siedewasserreaktor besteht darin, dass dem Wasser Borsäure hinzugegeben wird, dessen Konzentration im laufenden Betrieb geändert werden kann. Bor besitzt die Eigenschaft Neutronen zu absorbieren, wodurch die Leistung des Reaktors über die Konzentration an Borsäure geregelt wird. Zudem erfolgt eine physikalische Leistungsregelung über die Reaktivität in Abhängigkeit der Brennstoff- und Kühlmitteltemperatur. Eine Temperaturerhöhung im Reaktor bewirkt, dass die Brennstofftemperatur steigt, Dies hat zur Folge, dass das nicht spaltbare Uran 238 mehr Neutronen absorbieren kann. Des Weiteren erhöht sich parallel dazu die Kühlmitteltemperatur, wodurch die Dichte und damit verbunden die Moderatorwirkung sinkt. In der nachfolgenden Abbildung sind noch einmal die beiden Fluidkreisläufe mit den wichtigsten Komponenten dargestellt, die eine Anlage mit einem DRW aufweist. Kraftwerkstechnik Seite 89

91 Abbildung 66: Fließbild Druckwasserreaktor [1] Wie man dem oben stehenden Fließbild entnehmen kann, ist die Temperaturdifferenz vom Wasser am Reaktorein- und Austritt sehr gering. Dies hat zur Folge, dass im gesamten Reaktorkern immer eine nahezu konstante Temperatur herrscht. Durch die andere Bauweise besitzt ein Druckwasserreaktor im Gegensatz zum Siedewasserreaktor eine wesentlich höhere Leistungsdichte (100 MW/m³) Vorteile zum Siedewasserreaktor Im Vergleich zum Siedewasserreaktor besitzt der Druckwasserreaktor mehrere Vorteile. Durch das Vorhandensein von zwei Kreisläufen, ist der Dampfkreislauf vom Heizkreislauf ausgekoppelt. Dies hat zur Folge, dass die Turbine und die anderen Bauteile im Dampfkreislauf nach dem Ausbau nicht kontaminiert sind. Sie müssen also nicht als radioaktiver Abfall entsorgt werden. Des Weiteren kann der Reaktor durch das Vorhandensein der Borsäure schneller und leichter geregelt werden und auch kleine Leistungsänderungen abfangen. Er eignet sich somit bedingt zur Netzregelung. Zudem kommt noch hinzu, dass im Reaktorkern durch die veränderte Bebauung eine Siedekrise vermieden wird. Das Kühlmittel steht unter einem so hohen Druck, dass im Reaktor ein Verdampfungsvorgang im normalen Einsatzbereich unmöglich ist. Der Sicherheitsfaktor ist also auf die Gesamtanlage bezogen höher als beim SWR. Kraftwerkstechnik Seite 90

92 Liste einiger Druckwasserreaktorstandorte Tabelle 13:DWR in Deutschland Name Netto Leistung Inbetriebnahme Abschaltung [MW] Emsland Grohnde 1, Neckarwestheim (GKN 2) Phillipsburg (KKR ) Unterweser Tabelle 14: DWR außerhalb Deutschlands Land Name Netto Leistung [MW] Inbetriebnahme Abschaltung Finnland Olkiluoto Frankreich Flamanville USA Three Mile Island 1 China Guangdong Japan Genkai unbefristet Weitere Informationen Der folgende Link führt zu einem Lehrvideo über den Aufbau eines Kernkraftwerks. Kraftwerkstechnik Seite 91

93 Brutreaktoren Funktion Eine Alternative zu den oben genannten Leichtwasserreaktoren stellen die Brutreaktoren dar. In einem Brutreaktor wird ein Teil der frei werdenden Neutronen zur Erzeugung von starken Kernbrennstoffen wie CA; ;ME oder CAA ;F B CAN aus schwachen Kernbrennstoffen ;CB CAC oder ;Fh verwendet. Dieser Vorgang findet nach den folgenden Reaktionsgleichungen statt: Plutonium Zyklus: Thorium Uran Zyklus: CAN? CA; CA; ;CB+ F B 9+Q > CA; E+Q > CAC ;Fh ;C ;A? CAA CAA + F ;Fh ;? E+Q > CAA ;CE+Q > ;M Dabei erzeugt ein Brutreaktor mehr Kernbrennstoff als er verbrauch, was eine nahezu unbegrenzte Energieversorgung bedeuten würde. Im Gegensatz zum Spaltstoff CAD ;CB ist die Einfangoberfläche für Neutronen bei CAN ;CB CAC und ;Fh deutlich geringer, sodass mit einer höheren Neutronendichte gefahren werden muss, da beim Brutvorgang auch Neutronen verbraucht werden. Um kritische Bedingungen zur Spaltung zu erreichen werden hoch angereicherte Brennstoffgemische aus ca. 80 % BR C und 20 % ER C verwendet. Aufgrund der besseren Brennstoffausnutzung im Brutreaktor wird eine bis zu 60mal höhere Brennstoffausnutzung als in Leichtwasserreaktoren erzielt Aufbau Ein Brutreaktor ist in zwei Zonen aufgeteilt. In der inneren Zone befinden sich die Brennstäbe, die äußere Zone bildet die Brutzone. Aufgrund dessen, dass für den Brutvorgang schnelle Neutronen verwendet werden, muss der Reaktor ohne Moderator gefahren werden. Als Kühlmittel wird deshalb Natrium verwendet, welches ab einer Temperatur von ca. 98 C in den flüssigen Aggregatzustand übergeht. Das flüssige Natrium nimmt im Reaktorkern die Wärme auf und gibt diese später in einem Wärmetauscher an einen Wasserkreislauf ab, welcher in einen Clausius Rankine Prozess integriert ist Vor- und Nachteile Ein Vorteil des Brutreaktors ist seine bessere Brennstoffausnutzung im Vergleich zu anderen Reaktoren. Hinzu kommt noch, dass der Brutreaktor mehr Brennstoff Kraftwerkstechnik Seite 92

94 produziert als er verbraucht, sodass man nahezu unbegrenzte Energiemengen zur Verfügung hat. Nachteile des Brutreaktors sind, dass aufgrund der hohen Belastung durch schnelle Neutronen herkömmliche Stähle nicht verwendet werden können und man auf Spezialstähle zurückgreifen muss. Zudem entsteht bei der Reaktion Plutonium, welches zwar ein starker Kernbrennstoff ist, jedoch hochgiftig ist und auch in Kernwaffen eingesetzt werden kann. Auch ist es noch nicht gelungen, große Anlagen effektiv mit diesem Reaktortyp zu betreiben, sodass es weltweit nur eine große Anlage gibt, deren volle theoretische Leistung jedoch nie erreicht wurde Hochtemperaturreaktor Siede-, Druckwasser und Brutreaktoren haben allesamt den Nachteil, dass sie nur eine niedrige Prozesstemperatur von etwa 350 C be i den Leichtwasserreaktoren und 500 C beim Brutreaktor erreichen. Hinzu kommt der sehr hohe Natururanbedarf bei den Leichtwasserreaktoren. Aus diesem Grund wurde in der Bundesrepublik Deutschland ein neuer Reaktortyp, der Hochtemperaturreaktor, entwickelt. Dieser erreicht durch eine andere Prozessführung sowohl hohe Prozesstemperaturen, als auch einen geringen Brennstoffbedarf durch die Integration der Brutreaktion. Aufbau und Funktion Ein Reaktor mit einer thermischen Leistung von 800 MW besteht aus einem zylindrischen Behälter mit einem Durchmesser von rund 6m und einer Höhe von 12m. Dieser Behälter besteht aus Graphit, welches auch bei Temperaturen über 2000 C ausreichend mechanisch und chemisch stabil ist. Um den Behälter herum ist eine Stahlummantelung errichtet, die gegen die Strahlung abschirmen soll. Abbildung 67: Schnitt durch einen Hochtemperaturreaktor [1] Innerhalb des Behälters befinden sich ca Kugeln von 6 cm Durchmesser, wovon etwa Brennelementkugeln, Graphitkugeln als Moderator und Bor- Absorberkugeln sind. Kraftwerkstechnik Seite 93

95 Eine Brennelementkugel wiegt etwa 200 g und enthält ca. 1 g CAD ;CB und 10 g CAC ;Fh. CAD Im Betrieb wird das ;CB durch langsame Neutronen gespalten und gibt weitere Neutronen frei. Einige schnelle Neutronen werden vom CAC ;Fh absorbiert, welches CAA sich in ;CB umwandelt. Die Regelung des Prozesses erfolgt mittels Steuerstäbe, die von oben in den Kugelhaufen ein bzw. wieder herausgefahren werden können. CAA CAD Das bei der Reaktion neu gebildete ;CB fungiert ebenfalls wie das ;CB als starker Kernbrennstoff. Auf diese Weise stehen dem Reaktor große Brennstoffmengen zur Verfügung, da schwache Kernbrennstoffe zunächst in starke umwandelt und diese anschließend weiter genutzt werden können. Die besondere Bauform und Brennstoffanordung erlaubt es zudem einen Hochtemperaturreaktor auch während des Betriebes mit Kugeln zu füllen und zu entleeren. Dadurch kann der Reaktor praktisch unbegrenzt gefahren werden und muss nicht jedes Jahr neu bestückt werden wie die Leichtwasserreaktoren. Der Graphitbehälter, in dem sich die Kugeln befinden ist in einer Kammer integriert, die mit keramischen Werkstoffen ausgekleidet ist. Diese eignen sich aufgrund ihrer enormen Hitzebeständigkeit für diesen Zweck. Abbildung 68: Hochtemperaturreaktor mit nachgeschaltetem Clausius - Rankine Prozess [1] Als Kühlmittel für diesen Prozess wird Helium verwendet, welches selbst bei hohen Temperaturen keine chemischen Reaktionen eingeht. Das Helium wird mittels Gebläse durch den Kern gedrückt und nimmt dabei Temperaturzustände von bis zu 900 C an. Anschließend wird das Helium zu Wärmetauschern geleitet, die die Wärme vom Helium auf Wasser übertragen und dieses Verdampfen. Der Wasserdampf wird in eine normale Dampfturbine geleitet, die in einen CRP integriert ist. Zudem besteht die Möglichkeit, das Helium noch durch eine Gasturbine zu leiten und somit einen Kombinationsprozess zu erzielen. Außerdem kann durch die hohen Prozesstemperaturen einen Teil des Dampfes auskoppeln und als Prozessdampf für die Industrie zur Verfügung gestellt werden. Dies ist bei anderen Kernkraftwerkstypen nicht möglich, da die Dampftemperatur zu niedrig ist, bzw. der Dampf sich gar nicht auskoppeln lässt. Kraftwerkstechnik Seite 94

96 Aufgrund der hohen Prozesstemperatur besitzt dieser Kraftwerkstyp einen höheren Wirkungsgrad als die herkömmlichen Kernkraftwerke - ca, 40,5 % im Kernkraftwerk THTR-300 in Hamm. Ein weiterer Vorteil liegt darin, dass die Reaktivität dieses Prozesses mit steigender Temperatur abnimmt, sodass man von einer inhärenten Sicherheit sprechen kann. Trotz der vielen Vorteile zu den herkömmlichen Leichtwasserreaktoren konnten sich Hochtemperaturreaktoren noch nicht durchsetzen, da die Systeme immer noch gewisse Kinderkrankheiten aufweisen und die weitere Forschung nur langsam verläuft. Kraftwerkstechnik Seite 95

97 12.8 Sicherheitstechnische Maßnahmen Um das Entweichen radioaktiver Stoffe aus einer kerntechnischen Anlage zu verhindern, werden so genannte Mehrfachbarrieren errichtet. Diese werden hintereinander errichtet und sollen für den Fall, dass eine Barriere ausfällt oder beschädigt wird einen Austritt radioaktiver Stoffe um jeden Preis verhindern und diese in der Anlage einschließen. Die folgende Abbildung veranschaulicht, wie die Sicherheitsbarrieren in einer kerntechnischen Anlage angeordnet sind: Abbildung 69: Barrieren in einem Kernkraftwerk [9] Innerhalb des Reaktordruckbehälters trennen die Brennstabhüllen die Brennstoffe und einen Teil der Zerfallsprodukte vom Kühlmittel und sollen dadurch eine Kontamination verhindern. Jedoch können sich in den Brennstabhüllen durch die hohen Belastungen im Betrieb kleinste Haarrisse bilden, sodass diese Barriere häufig ausfällt. Die nächste große Barriere stellt der Reaktordruckbehälter dar. Dieser wird von einer ca. 25 cm dicken Stahlschicht gebildet, die auch noch hohen Drücken standhält und die radioaktiven Brennelemente im Behälter einschließt. Zudem dient seine dicke Hülle dazu, einen Teil der radioaktiven Strahlung abzuschirmen. Der Reaktordruckbehälter befindet sich im Sicherheitsbehälter, welcher von einer Stahlkugel mit ca. 50 m Durchmesser und 30 mm Wanddicke gebildet wird. Der Sicherheitsbehälter ist so ausgelegt, dass auch bei einem Reaktorleck der Dampf aufgenommen wird, ohne dass dieser versagen würde. Als Schutz gegen äußere Einflüsse wird der Sicherheitsbehälter von einer Stahlbetonkuppel umgeben, die das Reaktorgebäude bildet. Diese setzt sich aus Kraftwerkstechnik Seite 96