Energiesystemtechnische Bewertung zur Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit einer CO 2 -Rückhaltung

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1 LUAT Lehrstuhl für Umweltverfahrenstechnik und Anlagentechnik Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. K. Görner Energiesystemtechnische Bewertung zur Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit einer CO 2 -Rückhaltung Dipl.-Ing. Özgür Korkmaz Dr.-Ing. Gerd Oeljeklaus Univ.-Prof. Dr.-Ing. Klaus Görner 40. Kraftwerkstechnisches Kolloquium Oktober 2008 Dresden, Deutschland

2 LUAT Lehrstuhl für Umweltverfahrenstechnik und Anlagentechnik Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. K. Görner Copyright Dieser Beitrag ist geistiges Eigentum der Autoren und des Lehrstuhls für Umweltverfahrenstechnik und Anlagentechnik der Universität Duisburg-Essen. Er darf nur in der umseitigen Form zitiert werden. Die Verwendung von Bildern, Tabellen und Ergebnissen bedarf der Zustimmung der Autoren oder des Lehrstuhls. Lehrstuhl für Umweltverfahrenstechnik und Anlagentechnik Universität Duisburg-Essen Leimkugelstraße Essen Tel.: +49 (0) Fax: +49 (0) Lehrstuhlinhaber: Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. Klaus Görner

3 Energiesystemtechnische Bewertung zur Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit einer CO 2 -Rückhaltung Ö. Korkmaz, G. Oeljeklaus, K. Görner Lehrstuhl für Umweltverfahrenstechnik und Anlagentechnik (LUAT), Universität Duisburg-Essen 1 Einleitung Mit fossilen Brennstoffen befeuerte Kraftwerke werden in Deutschland auch auf absehbare Zeit einen wesentlichen Anteil an der Stromerzeugung übernehmen. Um die strengen Klimaschutzziele des 2005 von Deutschland ratifizierten Kyoto-Protokolls einhalten zu können, werden zukünftig neben Maßnahmen zur Effizienzsteigerung bei der Stromerzeugung zunehmend auch die CO 2 -Abscheidung und -Speicherung an Bedeutung gewinnen. Im vorliegenden Beitrag wird die Integration einer aminbasierten CO 2 -Rauchgaswäsche mit anschließender CO 2 -Verflüssigung in den Kraftwerksprozess eines mit Steinkohle befeuerten Dampfkraftwerks dargestellt und die hiermit einhergehenden Einflüsse auf den Kraftwerksbetrieb erläutert. Als Basiskraftwerk für das Steinkohle-Dampfkraftwerk dient die Konzeptstudie Referenzkraftwerk NRW, das gegenwärtig mit einem Nettowirkungsgrad von 45,9 % ohne CO 2 - Rückhaltung den Stand der Technik darstellt. Hierauf aufbauend werden zunächst Schnittstellen zwischen der CO 2 -Rauchgaswäsche zum Kraftwerk aufgezeigt. Die bedeutendste Schnittstelle ist hierbei die kraftwerksseitige Bereitstellung von thermischer Energie für die Regenerierung des Amins durch prozessinternen Dampf. Die entsprechenden Anzapf- und Entnahmedampfstellen werden in einem ersten Schritt auf die für die CO 2 -Rauchgaswäsche erforderlichen Kriterien hinsichtlich Dampfmenge, Dampfdruck und Dampftemperatur charakterisiert und bewertet. Im Anschluss hieran wird der sich aus der Dampfentnahme für die Regenerierung des Waschmittels ergebende reduzierte Durchsatz durch die Dampfturbine und die hieraus resultierenden Einflüsse auf den Kraftwerksbetrieb mit Hilfe von kraftwerksspezifischen Kenngrößen, wie z.b. Nettoleistung und Nettowirkungsgrad, diskutiert. Darüber hinaus werden Möglichkeiten zur Verbesserung des Kraftwerksprozesses mit einer CO 2 -Rückhaltung aufgezeigt, in dem die bei der CO 2 -Rauchgaswäsche anfallenden Wärmen gewinnbringend in die Speisewasservorwärmung des Kraftwerksprozesses integriert werden.

4 2 Das mit Steinkohle befeuerte 600 C-Dampfkraftwerk Bild 1 zeigt das Schaltbild des mit Steinkohle befeuerten 600 C-Dampfkraftwerks. Als Basiskraftwerk dient die Konzeptstudie Referenzkraftwerk NRW der VGB PowerTech, die gegenwärtig den Stand der Technik darstellt [1]. Das vorliegende Modell zum Dampfkraftwerksprozess umfasst sowohl die thermodynamische Abbildung des Wasser-/ Dampfkreislaufes, als auch des Brennstoff-/ Luft-/ Rauchgasweges. Bild 1: Darstellung des mit Steinkohle befeuerten 600 C-Dampfkraftwerks 2.1 Wasser-/ Dampfkreislauf Der Wasser-/ Dampfkreislauf setzt sich im Wesentlichen aus dem Dampferzeuger, der Dampfturbine bestehend aus der Hochdruck-, Mitteldruck- und Niederdruckturbine, dem Kondensator, der Speisewasserpumpe und der achtstufigen, regenerativen Speisewasservorwärmung zusammen. Das auf eine Temperatur von 303,4 C vorgewärmte Speisewasser wird im Dampferzeuger überkritisch verdampft, überhitzt und anschließend der einflutigen Hochdruckturbine bei 600 C und 285 bar über die Frischdampfleitung zugeführt. In den Hochdruckstufen des Turbosatzes wird der Frischdampf entspannt, wobei der Hochdruckturbine an zwei Stellen Teilströme für die Vorwärmung des Speisewassers in zwei der drei Hochdruckvorwärmern entnommen wird. Der verbleibende Massenstrom wird im Dampferzeuger zwischenüberhitzt und bei 620 C und 60 bar der doppelflutigen Mitteldruckturbine zugeführt. In den Mitteldruckstufen des Turbosatzes werden Anzapfmassenströme für den dritten Hochdruckvorwärmer, den Speisewasserbehälter und einen Niederdruckvorwärmer abgezweigt. Der verbleibende Dampf wird zur ND-Turbine geleitet und nach Entnahme der Anzapfmassenströme für die drei ND-Vorwärmer auf den Kon-

5 densatordruck von 45 mbar entspannt. Das Kondensat wird über die Speisewasserpumpen und Vorwärmer wieder dem Dampferzeuger zugeführt. Die Vorwärmung des Speisewassers wird in acht Vorwärmstufen, fünf im Niederdruckbereich und drei im Hochdruckbereich, realisiert. Die Aufheizung des Speisewassers erfolgt in Temperaturschritten von jeweils 34 K, so dass das Speisewasser eine Temperatur von 303,4 C bei Eintritt in den Dampferzeuger aufweist. 2.2 Brennstoff-/ Luft-/ Rauchgasweg Verglichen mit dem geschlossenen Wasser-/ Dampfkreislauf werden im offenen Brennstoff-/ Luft-/ Rauchgasweg kontinuierlich die beiden Eduktströme Luft und Steinkohle zugeführt. Diese werden im Kessel größtenteils in heiße Rauchgase umgewandelt. Ein geringer Teil wird als Asche bei einer Temperatur von 300 C aus dem Kessel ausgetragen. Die Umgebungsluft wird mit Hilfe eines Frischluftgebläses angesaugt und vor Eintritt in den Kessel im Luftvorwärmer auf eine Kesseleintrittstemperatur von 350 C vorgewärmt. Die Verbrennung der Steinkohle mit der vorgewärmten Umgebungsluft erfolgt im Kessel mit einer Luftzahl von 1,15. Der Kesselwirkungsgrad beträgt 95 % und das abgekühlte Rauchgas verlässt den Kessel bei einer Temperatur von 360 C, bevor es in die Entstickungsanlage weitergeleitet und mit Hilfe von Ammoniak behandelt wird. Im Anschluss an die Entstickungsanlage wird das Rauchgas im Luftvorwärmer von knapp 360 C auf 115 C abgekühlt und im Elektrofilter entstaubt. Über ein Sauggebläse wird das Rauchgas schließlich der Entschwefelungsanlage zugeführt und anschließend in die Umgebung bei knapp 50 C emittiert. 3 Nachrüstung des Kraftwerksprozesses mit einer CO 2 -Rückhaltung Tabelle 1: Darstellung der für die CO 2 -Rückhaltung benötigten Komponenten mit Angabe ihres Einsatzzweckes, für die die kraftwerksseitigen Energieströme bereitgestellt werden müssen. Energieform Komponenten Einsatzzweck elektrische Energie thermische Energie (zuzuführende Wärme) thermische Energie (abzuführende Wärme) zusätzliche REA zusätzliches Gebläse CO 2 -Verdichter CO 2 -Wäsche Reclaimer Reboiler Rauchgaskühler Waschmittelkühler Zwischenkühler CO 2 -Verdichtung Reduzierung des SO x -Anteils < 10 ppm Kompensation der Druckverluste im Absorber Verflüssigung des CO 2 Waschmittelumlauf Aufkochen des Waschmittels Regenerierung des Waschmittels Verbesserung der Absorption + Reduzierung des Energiebedarfs für das zusätzliche Gebläse Verbesserung der Absorption Energetische Optimierung der CO 2 -Verdichtung + Abscheidung von Wasser

6 Die Integration einer CO 2 -Rückhaltung bestehend aus einer CO 2 -Rauchgaswäsche mit anschließender CO 2 -Verflüssigung in den Kraftwerksprozess stellt eine Möglichkeit dar, das CO 2 in Kraftwerksrauchgasen zu reduzieren. Zur CO 2 -Rückhaltung wird elektrische und thermische Energie (s. Tabelle 1) benötigt, die kraftwerksintern bereitgestellt werden müssen. Nachfolgend werden das Modell zur CO 2 -Rauchgaswäsche und -Verflüssigung sowie die Einbindung dieser in den Kraftwerksprozess dargestellt. 3.1 Die aminbasierte CO 2 -Rauchgaswäsche Bild 2: Darstellung der aminbasierten CO 2 -Rauchgaswäsche Bild 2 zeigt das Schaltbild der aminbasierten CO 2 -Rauchgaswäsche. Bevor das CO 2 - reiche Rauchgas am Austritt aus der Kraftwerks-REA in den Absorber geleitet wird, findet eine Vorbehandlung des Rauchgases statt, um insbesondere den SO x -Anteil (der zum größten Teil aus SO 2 und einer geringen Menge SO 3 besteht) abzusenken. Die Reduzierung des kraftwerksseitig einzuhaltenden SO x -Grenzwertes von 200 mg/m 3 auf einen vor Eintritt in die CO 2 -Rauchgaswäsche erforderlichen SO x -Grenzwert von ca. 10 mg/m 3 ist erforderlich, um eine irreversible Degradation von Aminen durch Bildung hitzebeständiger Salze zu vermeiden. Eine Möglichkeit der verbesserten SO x -Abscheidung auf Konzentrationen von 10 mg/m 3 stellt der Einsatz einer zweiten REA dar, die im Rahmen der vorliegenden Analysen berücksichtigt wird [2]. Im Anschluss an die zweite REA wird das Rauchgas mit Hilfe eines Gebläses, das die im Absorber auftretenden Druckverluste ausgleicht, zum CO 2 -Absorber geleitet. Das CO 2 - reiche Rauchgas tritt im unteren Bereich der Absorberkolonne ein und wird im Gegenstrom mit der Waschlösung geführt. Während das CO 2 -arme Rauchgas am Absorberkopf in die Atmosphäre geleitet wird, wird die beladene Waschlösung am Absorbersumpf abgezogen und nach Vorwärmung im Gegenstromwärmeübertrager dem Desorber zugeführt. Hier finden durch Wärmezufuhr mittels Dampf aus dem Kraftwerksprozess die Desorptionsreaktionen statt. Das dabei im Desorber aus der Waschlösung ausgetriebene CO 2 gelangt mit Anteilen von Wasserdampf in den Desorberkopf und wird vor Eintritt in die CO 2 - Verdichtung gekühlt. Bei der Kühlung anfallendes Wasser wird dem Desorber zurückge-

7 führt. Die regenerierte Aminlösung gelangt in den Desorbersumpf, wird dort abgezogen und nach Durchströmen des Gegenstromwärmeübertragers und des Waschmittelkühlers wieder in die Absorptionskolonne geleitet. 3.2 CO 2 -Verflüssigung Die Konditionierung des mit Wasserdampf gesättigten CO 2 -Gasstroms aus der aminbasierten Rauchgaswäsche für den Transport und die Speicherung erfordert zunächst die Verdichtung des CO 2. In Bild 3 ist die Verflüssigung des CO 2 -Gases nach Austritt aus der CO 2 -Rauchgaswäsche am Beispiel einer 5-stufigen Verdichtung dargestellt. Bild 3: Darstellung der Verflüssigung des mit Wasserdampf gesättigten CO 2 -Gases am Beispiel einer 5-stufigen Verdichtung Das mit Wasserdampf gesättigte CO 2 -Gas tritt mit einer Temperatur von 40 C und einem Druck von 1,6 bar in die erste Stufe der 5-stufigen Verdichtungsstrecke ein. Jede Stufe der Verdichtungsstrecke besteht aus einer Verdichterstufe, in der die Druckanhebung erfolgt und einem Kühler mit anschließendem Wasserabscheider, in dem das auf eine Temperatur von ca. 40 C gekühlte, mit Wasserdampf gesättigte CO 2 am Kühleraustritt von dem auskondensierten Wasser abgetrennt wird. Lediglich in der letzten Stufe ist kein Wasserabscheider vorhanden, da hier das CO 2 überkritisch vorliegt und somit nicht vom Wasser getrennt werden kann. Die Zwischenkühlung kann mit Hilfe von Wasser aus dem Kühlwasserkreislauf des Kraftwerksprozesses realisiert werden. Aufgrund der parallelen Wasserzuführung zu den einzelnen Kühlern ist der Eintrittszustand des Wassers am Kühlereintritt identisch. Das aufgewärmte Wasser wird anschließend zusammengeführt und wieder zum Kraftwerksprozess geleitet. 3.3 Einbindung der CO 2 -Rückhaltung in den Kraftwerksprozess Wie in Tabelle 1 dargestellt, führt die kraftwerksinterne Bereitstellung aller für die CO 2 - Rückhaltung benötigten Energien dazu, dass der Kraftwerksprozess, neben der Bereitstellung von Wärme in Form von Dampf für die Regenerierung des Waschmittels, zusätzlich elektrische Energie und Kühlwasser für den Wärmeaustrag aus der CO 2 -Rückhaltung zur Verfügung stellen muss. Da das Waschmittel im Desorber auf eine Temperatur von ca. 130 C aufgeheizt wird, muss der benötigte Dampf jedoch bestimmte Kriterien erfüllen. Ein

8 wichtiges Kriterium ist, dass der Dampf unter Berücksichtigung einer Grädigkeit von 10 K im Reboiler eine minimale Sattdampftemperatur von 140 C bzw. einen minimalen Sattdampfdruck von 3,6 bar aufweisen muss. Grundsätzlich bieten sich hierfür neben dem Dampf aus der Zu- bzw. Ableitung zur Hoch-, Mittel- und Niederdruckturbine Anzapfdampf an, der zur Vorwärmung des Speisewassers dient. Aufgrund der vorgegebenen Anzapfstutzenquerschnitte an den Anzapfdampfstellen ist jedoch keine nennenswerte Wärmeentnahme für die Waschmittelregenerierung möglich. Eine Vergrößerung der Anzapfstutzenquerschnitte wird als nicht durchführbar angesehen, so dass die Einbindung von Anzapfdampf für die CO 2 -Rauchgaswäsche im Rahmen des vorliegenden Beitrages nicht näher betrachtet wird. Ebenfalls nicht berücksichtigt wird die Dampfentnahme aus der Frischdampf- und der kalten Zwischenüberhitzungsleitung, da hier die Dampfentnahme zu einer Verschiebung der Wärmelast im Kessel führt. Die nachfolgenden Untersuchungen konzentrieren sich daher ausschließlich auf die Dampfentnahme aus der Zuleitung zur Niederdruckturbine. 4 Analysen zum Kraftwerksverhalten mit einer CO 2 -Rückhaltung bei Dampfentnahme aus der Überströmleitung zur ND-Turbine Die Dampfentnahme aus der Überströmleitung zur ND-Turbine für die Waschmittelregenerierung im Desorber führt dazu, dass es in der Zuleitung zur ND-Turbine zu einem Druckabfall kommt, der in Abhängigkeit von der Dampfentnahmemenge eine Unterschreitung des für den Reboiler benötigten Mindestdruckes von 3,6 bar (t Sattdampf = 140 C) zur Folge haben kann. Bei einem Rückhaltegrad von 90 % (entspricht einem CO 2 -Strom des Referenzkraftwerkes von 103 kgco 2 /s) und einem spezifischen Wärmebedarf zwischen 3-4 GJ/tCO 2 führt die für die Regenerierung benötigte Dampfmenge zu einem deutlichen Druckabfall des ND-Dampfes in der Zuleitung zur ND-Turbine unterhalb des vom Reboiler geforderten Mindestdruckes von 3,6 bar. Eine Maßnahme, den Druckabfall auf den vom Reboiler geforderten Mindestdruck von 3,6 bar zu begrenzen, stellt der Einbau einer Drossel in die Zuleitung zur ND-Turbine dar. Dem Vorteil der Drossel, der Einhaltung des von der CO 2 -Rauchgaswäsche geforderten Mindestdampfdruckes in der Überströmleitung zur ND-Turbine, stehen Drosselverluste des ND-Dampfes und die hiermit einhergehende Stromeinbuße gegenüber. Aus Bild 4 geht hervor, bei welchen Rückhaltegraden der Einbau einer Drossel notwendig ist, um den Mindestdruck im Reboiler von 3,6 bar in Abhängigkeit vom spezifischen Wärmebedarf einzuhalten. Für einen spezifischen Wärmebedarf der CO 2 -Rauchgaswäsche von 3 GJ/tCO 2 ist ein Rückhaltegrad von 60 % erreichbar, ohne dass es in der Überströmleitung zur ND-Turbine zu einer Druckabsenkung unterhalb der 3,6 bar kommt. Mit zunehmendem spezifischem Wärmebedarf von 3 auf 4 GJ/tCO 2 geht der sich ohne Einbau einer Drossel ergebende Rückhaltegrad bei 3,6 bar von 60 auf 45 % zurück. Um einen

9 geforderten Rückhaltegrad von 90 % einzuhalten ist es in jedem Fall erforderlich, eine Drossel in die Überströmleitung zur ND-Turbine einzubauen. Bild 4: Darstellung des Rückhaltegrades für das Kraftwerk ohne und mit Einbau einer Drossel in die Überströmleitung zur ND-Turbine bei Einhaltung des vom Reboiler geforderten Druckes von 3,6 bar in Abhängigkeit vom spezifischen Wärmebedarf der CO 2 -Rauchgaswäsche Ein Vergleich zwischen dem Kraftwerksprozess ohne CO 2 -Rückhaltung und dem Kraftwerksprozess mit CO 2 -Rückhaltung (90 %) zeigt Tabelle 2. Es ist zu erkennen, dass die Bruttoleistung des Kraftwerks mit CO 2 -Rückhaltung bei nahezu gleicher Feuerungswärmeleistung des Kessels mit 500,6 MW el um knapp 100 MW el geringer ist als die Bruttoleistung des Kraftwerks ohne CO 2 -Rückhaltung. Der Grund für die Leistungsreduzierung liegt im Wesentlichen in dem durch die Dampfentnahme in der Überströmleitung resultierenden reduzierten Durchsatz durch die ND-Turbine begründet. Der reduzierte Durchsatz führt einerseits dazu, dass es zu einer Abnahme des in der ND-Turbine umgesetzten Dampfes kommt. Andererseits arbeiten die ND-Turbinen infolge des reduzierten Durchsatzes im Teillastzustand, so dass der ND-Dampf in der Turbine schlechter umgesetzt wird. Weiterhin ergeben sich durch die Drossel in der Überströmleitung Drosselverluste, die ebenfalls zu einer Stromeinbuße führen. Insgesamt lässt sich feststellen, dass die CO 2 -Rückhaltung bei einem spezifischen Wärmebedarf der CO 2 -Rauchgaswäsche von 3,5 GJ/tCO 2 zu einer Leistungsabnahme von 555,6 MW el auf 404,2 MW el um ca. 151 MW el führt. Hieraus resultiert eine Abnahme des Nettowirkungsgrades von 45,87 % auf 33,36 % um 12,51 %-Punkte.

10 Tabelle 2: Vergleichende Gegenüberstellung des Kraftwerks ohne und mit CO 2 -Rückhaltung (90 % Rückhaltegrad) bei einem spezifischen Wärmebedarf der CO 2 - Rauchgaswäsche von 3,5 GJ/tCO 2 Kraftwerk ohne CO 2 -Rückhaltung Kraftwerk mit CO 2 -Rückhaltung Feuerungswärmeleistung MW th , ,60000 Bruttoleistung Kraftwerk MW el , ,60000 Eigenbedarf Kraftwerk MW el , ,30000 Leistung zusätzliche REA MW el ,20000 Leistung zusätzliches Gebläse MW el ,50000 Leistung der Pumpen und Aggregate in der CO 2 -Rauchgaswäsche MW el ,30000 Leistung der CO 2 -Verdichter (5-stufig) MW el ,10000 Nettoleistung Kraftwerk MW el , ,20000 Nettowirkungsgrad % , ,36000 In Bild 5 sind zusammenfassend die Nettoleistung und der Nettowirkungsgrad des Kraftwerks mit CO 2 -Abtrennung abhängig vom spezifischen Wärmebedarf der CO 2 -Rauchgaswäsche zwischen 3 bis 4 GJ/tCO 2 dargestellt. Die Erhöhung des spezifischen Wärmebedarfs von 3 auf 4 GJ/tCO 2 führt zu einer Reduzierung der Nettoleistung von 420 MW el auf 390 MW el um 30 MW el, während der Nettowirkungsgrad von 34,62 % auf 32,15 % um knapp 2,5 %-Punkte abgesenkt wird. Bild 5: Darstellung der Nettoleistung und des Nettowirkungsgrades in Abhängigkeit vom spezifischen Wärmebedarf für die CO 2 -Rauchgaswäsche

11 5 Verbesserung des Kraftwerksprozesses mit CO 2 -Rückhaltung durch Einbindung der Abwärme aus der CO 2 -Rauchgaswäsche in die Speisewasservorwärmung Bei den in Kapitel 4 dargestellten Untersuchungen werden die in der CO 2 -Rauchgaswäsche und -Verflüssigung anfallenden Wärmen über den Kühlwasserkreislauf des Kraftwerksprozesses abgeführt. Dabei wird ein Teilstrom des aus dem Kraftwerkskondensator austretenden Kühlwassers bei einer Temperatur von ca. 30 C entnommen. Das erwärmte Kühlwasser wird anschließend der Kühlwasserleitung vor Eintritt in den Kühlturm zugeführt, so dass die Wärme der CO 2 -Rückhaltung vollständig über den Kühlturm an die Umgebung abgegeben wird. Eine Option, die bei der CO 2 -Rückhaltung anfallende Wärme gewinnbringend im Kraftwerksprozess zu integrieren, stellt die Einbindung in die Speisewasservorwärmung dar. Dies führt dazu, dass der für die Vorwärmung des Speisewassers benötigte Anzapfdampf eingespart und in der Turbine umgesetzt werden kann, so dass die Stromausbeute erhöht wird. Am Austritt aus den ersten beiden ND-Vorwärmern herrschen Temperaturen von ca. 50 C bzw. 80 C. Unter Berücksichtigung einer Grädigkeit von 10 K im Wärmeübertrager muss zur Vorwärmung des Speisewassers bei Substitution des 1. ND-Vorwärmers die Wärme in der CO 2 -Rauchgaswäsche eine Mindesttemperatur von 60 C und bei Ersetzung des 1. und 2. ND-Vorwärmers eine Mindesttemperatur von 90 C bei entsprechender Wärmemenge aufweisen. Der Waschmittelkühler (s. Bild 2) zur Kühlung der CO 2 -armen Waschlösung vor Eintritt in den Absorber kann zur Vorwärmung des Speisewassers auf eine Temperatur von 50 C am Austritt aus dem 1. ND-Vorwärmer verwendet werden, so dass der 1. ND-Vorwärmer durch Einbindung der im Waschmittelkühler anfallenden Wärme ersetzt werden kann. Für die weitere Vorwärmung des Speisewassers erfüllt der CO 2 - Kühler der CO 2 -Rauchgaswäsche am Desorberkopf (s. Bild 2) ebenfalls die Anforderungen hinsichtlich Temperaturniveau und Wärmemenge, so dass der 2. ND-Vorwärmer durch die abzuführende Wärme im CO 2 -Kühler der CO 2 -Rauchgaswäsche substituiert werden kann. An dieser Stelle ist zu erwähnen, dass nur ein Teil der im Waschmittel- und CO 2 -Kühler abzuführenden Wärmemenge in das Speisewasser integriert werden kann, so dass, trotz Abwärmenutzung, in jedem Fall Kühlwasser vom Kraftwerksprozess für die CO 2 -Rauchgaswäsche bereitgestellt werden muss. In Bild 6 sind die Nettoleistungen des Kraftwerksprozesses mit CO 2 -Rückhaltung für die drei Varianten (keine Abwärmenutzung, Substitution 1. ND-Vorwärmer, Substitution ND-Vorwärmer) einander vergleichend gegenübergestellt. Verglichen mit dem Kraftwerksprozess ohne Integration der Abwärme aus der CO 2 -Rauchgaswäsche führt die Einbindung der im Waschmittelkühler anfallenden Wärme bei Ersetzung des 1. ND-Vorwärmers und bei Reduzierung des spezifischen Wärmebedarfs der CO 2 -Rauchgaswäsche von 4 nach 3 GJ/tCO 2 zu einer Leistungssteigerung von 0,8 bis 1,5 MW el. Bindet man darüber hinaus die Wärme des CO 2 -Kühlers am Desorberkopf der CO 2 -Rauchgaswäsche in die

12 Speisewasservorwärmung ein, so dass zusätzlich der 2. ND-Vorwärmer ersetzt werden kann, beträgt die Leistungssteigerung zur Variante ohne Abwärmenutzung zwischen 3,2 und 5,3 MW el. Bild 6: Vergleich der Nettoleistung des Kraftwerksprozesses mit einer CO 2 -Rückhaltung ohne und mit Nutzung der Abwärme aus der CO 2 -Rauchgaswäsche 6 Zusammenfassung Die Nachrüstung von Kohlekraftwerken mit einer CO 2 -Rückhaltung stellt eine Option dar, um das bei der Verbrennung von Kohle anfallende CO 2 aus den Kraftwerksrauchgasen zu entfernen. Im vorliegenden Beitrag wurde die Integration einer aminbasierten CO 2 -Rauchgaswäsche mit anschließender CO 2 -Verflüssigung in den Kraftwerksprozess eines mit Steinkohle befeuerten Dampfkraftwerks dargestellt und die hiermit einhergehenden Einflüsse auf den Kraftwerksbetrieb erläutert. Hierbei geht aus den Analysen hervor, dass ausgehend vom Kraftwerksprozess ohne CO 2 -Rückhaltung (555,6 MW el,netto / 45,87 % Netto ) der Kraftwerksprozess mit CO 2 -Rückhaltung eine deutliche Leistungseinbuße erfährt. Für die Variante ohne Abwärmenutzung variiert die Nettoleistung in Abhängigkeit vom spezifischen Wärmebedarf der CO 2 -Rauchgaswäsche zwischen 390 bis 420 MW el, während der Nettowirkungsgrad Werte zwischen 32,15 % und 34,62 % annimmt. Somit ergibt sich bei Reduzierung des spezifischen Wärmebedarfs der CO 2 -Rauchgaswäsche von 4 auf 3 GJ/tCO 2 eine Steigerung der Nettoleistung um 30 MW el. Neben der Reduzierung des spezifischen Wärmebedarfs stellt die Einbindung von Wärme aus der CO 2 -Rauchgaswäsche in die Speisewasservorwärmung des Kraftwerksprozesses eine weitere Möglichkeit dar, eine Verbesserung des Gesamtprozesses herbeizuführen. Dabei hat sich gezeigt,

13 dass mittels Integration der Wärme aus dem Waschmittelkühler der CO 2 -Rauchgaswäsche der 1. ND-Vorwärmer ersetzt werden kann. Der Leistungszugewinn ist jedoch verglichen mit dem Prozess ohne Abwärmenutzung mit 0,8 bis 1,5 MW el eher gering. Bindet man darüber hinaus die Wärme aus dem CO 2 -Kühler der CO 2 -Rauchgaswäsche ein, so kann neben dem 1. ND-Vorwärmer zusätzlich der 2. ND-Vorwärmer substituiert werden. Dies führt im Vergleich zum Gesamtprozess ohne Wärmenutzung zu einer Leistungssteigerung zwischen 3,2 und 5,3 MW el. Hierbei ist anzumerken, dass bei beiden Varianten (Substitution 1. ND-Vorwärmer, Substitution ND-Vorwärmer) nur ein Teil der bei der CO 2 -Rauchgaswäsche anfallenden Wärme in die Speisewasservorwärmstrecke des Kraftwerksprozesses integriert werden kann, so dass in jedem Fall Kühlwasser vom Kraftwerksprozess für die CO 2 -Rauchgaswäsche zur Verfügung gestellt werden muss. 7 Referenzen [1] Konzeptstudie Referenzkraftwerk Nordrhein-Westfalen (RKW NRW), VGB Power- Tech e.v. (Gesamtprojektleitung), Stand Februar 2004, herausgegeben von der VGB PowerTech e.v. [2] Engelking W.: Die Rauchgasreinigung im Zusammenspiel mit CO 2 -Minderungsmaßnahmen, Workshop Kraftwerke sind mehr als Turbinen und Kessel, 28. Februar 2007, Gelsenkirchen [3] Fruth M.: Kraftwerk mit 700 C Technologie und einfache Modellierung der MEA- Wäsche, EBSILON-Anwendertagung, 23. November 2007, Bensheim

14 Kontaktinformation: Universität Duisburg-Essen Lehrstuhl für Umweltverfahrenstechnik und Anlagentechnik (LUAT) Leimkugelstr. 10, Essen Fax: +49 (0) Internet: Prof. Dr.-Ing. Klaus Görner Tel.: +49 (0) Dr.-Ing. Gerd Oeljeklaus Tel.: +49 (0) Dipl.-Ing. Özgür Korkmaz Tel.: +49 (0)