DE102009032718A1

DE102009032718A1 - Verfahren zum Abscheiden von CO2 in kombinierten STIG-Prozessen

Info

Publication number: DE102009032718A1
Application number: DE102009032718A
Authority: DE
Inventors: Hans Walter Kirchner
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2009-07-14
Filing date: 2009-07-14
Publication date: 2011-02-17

Abstract

Das Verfahren zum Abscheiden von COin kombinierten STIG-Prozessen vermeidet den Austritt der CO-Emissionen von Kraftwerken und Heizkraftwerken in die Atmosphäre. Das bei der Verbrennung entstehende COverlässt den Prozess in flüssigem oder hoch verdichtetem Zustand und wird zu CO-Lagerstätten weitertransportiert. Das Verfahren zum Abscheiden von COin kombinierten STIG-Prozessen ist dadurch gekennzeichnet, - dass vor der Verbrennung der Stickstoff aus der Luft abgetrennt wird und nur die fast vollständig aus Sauerstoff bestehende Restluft zur Verbrennung eingesetzt wird, - dass die Energie für den im Verfahren benötigten Prozessdampf in Abhitzekesseln aus Abwärme des Verfahrens regenerativ bereitgestellt wird und hierzu sowohl · die Abwärme der Turbinenabgase, · die Abwärme des Luftverdichters der Lufttrennungsanlage und · die Abwärme des CO-Verdichters genutzt werden, - dass der Dampf aus den Abhitzekesseln vor oder in der Brennkammer der Gasturbine zugemischt wird, so dass werkstoffabhängige Höchsttemperaturen in nicht überschritten werden, - dass der Prozessdampf bei sehr hohem Druck erzeugt wird, - dass in der Gasturbine ein Gasgemisch entspannt wird, das im Wesentlichen aus COund Wasserdampf besteht, - dass der Wasseranteil im Abgas durch einfache Trocknung ohne großen Energieaufwand abgetrennt wird, - dass das nach Trocknung fast ausschließlich aus CObestehende ...

Description

Stand der Technik
Bekannte Verfahren zur CO₂-Abtrennung in Kraftwerken
Es befinden sich derzeit mehrere Verfahren der CO₂-Abtrennung in Entwicklung und Erprobung (vgl. „Verfahren zur CO₂-Abscheidung und -Speicherung-Zusammenfassung” Forschungsbericht 203 41 110 UBA-FB 000938 S. 12 ff.), und zwar:

1. Post-Combustion (CO₂-Abtrennung nach der Verbrennung) Bei diesen Verfahren wird CO₂ nach der Verbrennung mittels chemischer Rauchgaswäsche abgeschieden.
2. Pre-Combustion (Abtrennung vor Verbrennung-Kombikraftwerk) Dieser Prozess setzt den aus der Luft abgetrennten Sauerstoff ein. Kohle wird vor der Verbrennung in ein Synthesegas umgewandelt, welche überwiegend aus H₂ und CO besteht. Durch Zugabe von Wasserdampf wird das CO zu CO₂ umgesetzt und weiteres H₂ generiert. Das sehr wasserstoffhaltige Synthesegas wird verbrannt und in einem Gas- und Dampfturbinenprozess benutzt. Die Abtrennung des CO₂ übernimmt eine Gaswäsche.
3. Oxy-Combustion Das Oxy-Combustion-Verfahren stellt die Verbrennung der Kesselanlagen in Dampfturbinenkraftwerken von einer Verbrennung mit Luft auf den Einsatz von aus der Luft abgetrenntem Sauerstoff um. Bei der Verbrennung fossiler Energieträger oder von Biomasse entsteht dadurch ein Rauchgas, das im wesentlichen CO₂ und je nach Wasserstoffgehalt des Energieträgers Wasserdampf enthält. Der Wasserdampfgehalt kann anschließend durch einfache Trocknung ohne großen Energieaufwand abgetrennt werden. Die bei der Verbrennung mit sehr hohem Sauerstoffanteil entstehenden hohen Verbrennungstemperaturen werden durch Beimischung von rezirkuliertem Abgas reduziert. Das Verfahren soll sowohl für neue Dampfturbinenkraftwerke wie auch für die Umrüstung von bestehenden Kraftwerken zum Einsatz kommen.
4. Offener Gasturbinenprozess mit integrierter CO₂-Abscheidung Mit Patentanmeldung 10 2009 017 131.2 hat der Verfasser ein weiteres Verfahren zum Abscheiden von CO₂ vorgeschlagen. Dieses Verfahren setzt zur Verbrennung im Gasturbinenprozess fast vollständig aus Sauerstoff bestehende Restluft ein. Das Verfahren arbeitet mit einem Arbeitsgas, das fast ausschließlich aus CO₂ und Wasserdampf besteht. Dabei wird in den Gasturbinenprozess so viel Dampf zugemischt wird, dass die werkstoffabhängigen Höchsttemperaturen in der Brennkammer und der Gasturbine nicht überschritten werden. Der für den Prozess erforderliche Dampf wird aus den heißen Turbinenabgasen mit Hilfe eines Abhitzedampfkessels regenerativ erzeugt. Die Abtrennung des Wasseranteils im Abgas ist durch einfache Trocknung ohne großen Energieaufwand möglich, so dass das nach Trocknung fast ausschließlich aus CO₂ bestehende Abgas ohne weitere Behandlung zur Speicherung hoch verdichtet oder verflüssigt werden kann.

Stand der Technik beim STIG-Prozess
Im offenen Gasturbinenprozess ist die Dampfinjektion in die Brennkammer der Gasturbine ein erprobtes Verfahren. Dieses Verfahren wird als STIG-Prozess (Steam Injekted Gasturbine) oder auch als Cheng-Cycle bezeichnet.
Im einfachen STIG-Prozess wird aus den heißen Abgasen der Gasturbine in einem Abhitzedampfkessel Prozessdampf erzeugt. Die Dampfbeimischung erfolgt in die Brennkammer der Gasturbinen und dient beim STIG-Prozess zur Verbesserung des Wirkungsgrades und zur Steigerung der Turbinenleistung.
Technik und Energieaufwand bei der Zerlegung von Luft
Bei der Zerlegung von großen Mengen Luft und einem Sauerstoffgehalt der Restluft von über 98% haben sich Verfahren durchgesetzt, die bei mit einem Verdichtungsdruck der zu zerlegenden Luft von ca. 6 bar arbeiten. Ein Beispiel für die Verfahren zur Gewinnung großer Mengen Sauerstoff ist das Linde-Fränk1-Verfahren.
Der Verdichtungsdruck der zu zerlegenden Luft kann nur dann abgesenkt werden, wenn die Anforderung an den Sauerstoffgehalt der Restluft niedriger ist.
Der Arbeitsaufwand für die Gewinnung von Sauerstoff errechnet sich aus der dem Luftverdichter zugeführten Energie, vermindert um den Energierückgewinn, welchen die Luftentspannungsturbine abgibt (H. Hansen, H. Linde Tieftemperaturtechnik, 2. Auflage 1985, S. 323 ff.)
Probleme bekannter Verfahren zur Abtrennung von CO₂
Die bekannten Verfahren zur Abtrennung von CO₂ befinden sich derzeit entweder in der Erprobungs- oder in der Entwicklungsphase.
Nachteilig bei den Post-Combustion-Verfahren, den Pre-Combustion-Verfahren und den Oxy-Fuel-Verfahren ist, dass bei den in Entwicklung befindlichen Verfahren im Vergleich mit Kraftwerkstechniken ohne CO₂-Abscheidung eine deutliche Verschlechterung des Wirkungsgrades eintritt. Verbunden mit der Einbuße im Wirkungsgrad ist ein deutlich erhöhter Verbrauch an Primärenergie. Derzeit werden für diese Verfahren Wirkungsgradverluste von 8–18% errechnet (vgl. „Verfahren zur CO₂-Abscheidung und -Speicherung-Zusammenfassung” Forschungsbericht 203 41 110 UBA-FB 000938 S. 15). Aufgabe der Erfindung ist es, das Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess so mit anderen Kraftwerksprozessen so zu kombinieren, dass das der kombinierte Prozess mit CO₂-Abscheidung bezüglich Wirkungsgrad und Brennstoffausnutzung mit der Effizienz bekannter Kraftwerksprozesse mit Emission des CO₂ in die Atmosphäre vergleichbar wird.
Lösung
Die nachstehend beschriebenen kombinierten STIG-Prozesse mit CO₂-Abscheidung erreichen Wirkungsgrade, die mit den Wirkungsgraden bekannter Kraftwerksprozesse mit Emission des CO₂ in die Atmosphäre vergleichbar sind.
Als kombinierte STIG-Prozesse mit CO₂-Abscheidung können mehrere Kraftwerksprozesse unterschiedlich kombinierter zum Einsatz gebracht werden. Die Kombinationsprozesse unterscheiden sich

– nach dem möglichen Einsatz im Heizkraftwerk in Kraft-Wärme-Kopplung oder dem Einsatz im Kraftwerk zur reinen Elektrizitätserzeugung,
– im Druckniveau der regenerativen Prozessdampferzeugung und
– in der Auswahl des Niedertemperaturprozesses.

Es sind folgende Kraftwerksprozesse zur CO₂-Abscheidung im kombinierten STIG-Prozess zu unterscheiden:

– Basisprozess: STIG-Prozess mit CO₂-Abscheidung
– Kombinationsprozess 1: Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess
– Kombinationsprozess 2: Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Niederdruckdampfturbinenprozess
– Kombinationsprozess 3: Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Niederdruckdampfturbinenprozess
– Kombinationsprozess 4: Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, und ORC-Prozess
– Kombinationsprozess 5: Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und ORC-Prozess
– Kombinationsprozess 6: Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Kalina-Prozess
– Kombinationsprozess 7: Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Kalina-Prozess

Neben den in Gasturbinen gebräuchlichen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen sind im Verfahren zur CO₂-Abscheidung im kombinierten STIG-Prozess auch Festbrennstoffe einsetzbar. Dazu werden der Basisprozess oder die Kombinationsprozesse um einen Festbrennstoffvergaser, der mit Dampfüberschuss betrieben wird (Wassergasgenerator), ergänzt.
Basisprozess: Verfahren zum Abscheiden von CO₂-Abscheidung im STIG-Prozess
Im Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess wird zur Verbrennung fast vollständig aus Sauerstoff bestehende Restluft eingesetzt. Um die in der Brennkammer und der Gasturbine möglichen werkstoffabhängigen Höchsttemperaturen nicht zu überschreiten, wird in den Gasturbinenprozess Dampf zugemischt.
Die für die Dampferzeugung benötigte Energie wird regenerativ bereitgestellt. Dabei wird sowohl

– die Abwärme der Turbinenabgase,
– die Abwärme des Luftverdichters der Lufttrennungsanlage und
– die Abwärme des CO₂-Verdichters

Der Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess arbeitet mit einem Arbeitsgas, das fast ausschließlich aus CO₂ und Wasserdampf besteht.
Die Abtrennung des Wasseranteils im Abgas ist durch einfache Trocknung ohne großen Energieaufwand möglich, so dass nach der Trocknung das fast ausschließlich aus CO₂ bestehende Abgas ohne weitere Behandlung zur Speicherung hoch verdichtet oder verflüssigt werden kann.
In 1 ist ein Ausführungsbeispiel für den grundsätzlichen Aufbau des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess dargestellt.
Bezugszeichenliste
Legende zu Fig. 1

1: Brennstoff
2: Luft
3: Luftverdichter
4: Wärmeübertrager Luft/Speisewasser
5: H2O
6: Luftzerlegungsanlage (Linde-Fränk1-Anlage), bestehend aus:
6 1: Rieselkühler
6 2: Regeneratoren
6 3: Doppelsäulenrektifikator
6 4: Filteradsorber
6 5: Adsorber
6 6: Wärmeübertrager
6 7: Zusatzkondensator mit Abscheider
6 8: Verflüssiger
6 9: Expansionsturbine mit Generator
7: N2
8: O2
9: O2-Verdichter
10: Brennkammer
11: Gasturbine
12: Generator
13: Abhitzedampfkessel
14: Abgaswärmeübertrager
15: Heiznetz
16: CO2
17: CO2 Verdichter
18: Wärmeübertrager CO2/Prozessdampf
19: CO2-Kühler
20: CO2 zur Lagerstätte
21: Kondensat
22: Kondensatpumpe
23: Wasseraufbereitung
24: Entgaser
25: Speisewasserpumpen
26: Prozessdampf

Das Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess weist gegenüber bekannten Kraftwerksprozessen entscheidende Vorteile auf.
Erreichte Vorteile:
Vorteil 1
Nach Trocknung bestehend die Turbinenabgase fast ausschließlich aus CO₂. Das CO₂ wird verdichtet und verflüssigt und kann danach in Lagerstätten deponiert werden.
Damit wird eine Belastung des Erdklimas durch das Treibhausgas CO₂ verhindert.
Vorteil 2
Durch die gemeinsame Nutzung der Abwärme der Turbinenabgase, der Abwärme des Luftverdichters und der Abwärme des CO₂-Verdichters wird die regenerativ maximal mögliche Prozessdampfmenge für den Kraftwerksprozess bereitgestellt.
Vorteil 3
Das Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess kann in Kraft-Wärme-Koppelung eingesetzt werden. In 10 ist das Energieflussdiagramm des Verfahrens an Hand des Berechnungsbeispiels 1 dargestellt. Bei einem elektrischen Wirkungsgrad von 37% und einer thermischen Abwärmenutzung – z. B. in einem Fernwärmenetz – mit einem Wirkungsgrad von 57,2% wird die eingesetzte Primärenergie fast vollständig genutzt.
Dies bedeutet insbesondere, dass durch das Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess die Abscheidung und Einlagerung von CO₂ nicht zu einem gesamtwirtschaftlich höheren Primärenergieverbrauch führen muss, als Kraftwerksprozesse mit Emission des CO₂ in die Atmosphäre.
Kombinationsprozess 1:
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess
Wenn das Schwergewicht des Kraftwerksprozesses auf der Erzeugung elektrischer Energie liegt, ist es zweckmäßig, den STIG-Prozess mit einem Hochdruckdampfturbinenprozess zu kombinieren. Bei diesem kombinierten Kraftwerksprozess kann der Prozessdampf auf dem technisch maximal möglichen Druckniveau erzeugt werden. Der erzeugte Hochdruckdampf wird zunächst in einem Hochdruckdampfturbinenprozess auf den Eingangsdruck der STIG-Turbine entspannt.
Die mechanische Arbeit der Hochdruckdampfturbine steht zusätzlich zur Stromerzeugung zur Verfügung und der elektrische Wirkungsgrad des Kraftwerksprozesses wird damit verbessert.
In 2 ist ein Ausführungsbeispiel für den grundsätzlichen Aufbau des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess dargestellt.
Bezugszeichenliste
Legende zu Fig. 2

1: Brennstoff
2: Luft
3: Luftverdichter
4: Wärmeübertrager Luft/Speisewasser
5: H2O
6: Luftzerlegungsanlage (Linde-Fränk1-Anlage), bestehend aus:
6 1: Rieselkühler
6 2: Regeneratoren
6 3: Doppelsäulenrektifikator
6 4: Filteradsorber
6 5: Adsorber
6 6: Wärmeübertrager
6 7: Zusatzkondensator mit Abscheider
6 8: Verflüssiger
6 9: Turbine mit Generator
7: N2
8: O2
9: O2-Verdichter
10: Brennkammer
11: Gasturbine
12: Generator
13: Abhitzedampfkessel
14: Abgaswärmeübertrager
15: Heiznetz
16: CO2
17: CO2 Verdichter
18: Wärmeübertrager CO2/Speisewasser
19: CO2-Kühler
20: CO2 zur Lagerstätte
21: Kondensat
22: Kondensatpumpe
23: Wasseraufbereitung
24: Entgaser
25: Speisewasserpumpen
26: Prozessdampf
27: Hochdruckdampfturbine

Die Vorteile des Basisverfahrens, des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess, bleiben auch beim Verfahren zur CO₂-Abscheidung im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess erhalten. Zusätzlich wird insbesondere folgender zusätzlicher Vorteil erreicht.
Vorteil 4
Durch die zusätzlich eingefügte Hochdruckdampfturbine wird zusätzliche elektrische Energie erzeugt und der elektrische Wirkungsgrad wird verbessert.
In 11 ist das Energieflussdiagramm für das Verfahren zur CO₂-Abscheidung im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess dargestellt. Es ergeben sich bei gleichen Voraussetzungen, verglichen mit dem Basisprozess, im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess für die Verstromung Vorteile durch die zusätzliche eingesetzte Hochdruckdampfturbine. Im Berechnungsbeispiel 2 beträgt der elektrische Wirkungsgrad des Kombinationsprozesses 1 40,4%.
Beim Einsatz in Kraft-Wärme-Kopplung wird durch die thermische Abwärmenutzung – z. B. ein Fernwärmenetz – ein thermischer Wirkungsgrad von ca. 54,1% erreicht. Damit nutzt das Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess mit einem Gesamtwirkungsgrad von 94,5% die eingesetzte Primärenergie fast vollständig.
Kombinationsprozess 2:
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Niederdruckdampfturbinenprozess
Bei diesem Anlagenaufbau wird die nach dem Basisprozess im Abhitzedampfkessel verbleibende Abwärme nicht, wie im Basisprozess beschrieben in einem Heiznetz, sondern zur Erzeugung zusätzlicher elektrischer Energie mit einer Niederdruckdampfturbine genutzt. In 3 ist ein Ausführungsbeispiel des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Niederdruckdampfturbinenprozess dargestellt.
Bezugszeichenliste
Legende zu Fig. 3:

1: Brennstoff
2: Luft
3: Luftverdichter
4: Wärmeübertrager Luft/Speisewasser
5: H2O
6: Luftzerlegungsanlage (Linde-Fränk1-Anlage), bestehend aus:
6 1: Rieselkühler
6 2: Regeneratoren
6 3: Doppelsäulenrektifikator
6 4: Filteradsorber
6 5: Adsorber
6 6: Wärmeübertrager
6 7: Zusatzkondensator mit Abscheider
6 8: Verflüssiger
6 9: Turbine mit Generator
7: N2
8: O2
9: O2-Verdichter
10: Brennkammer
11: Gasturbine
12: Generator
13: Abhitzedampfkessel
16: CO2
17: CO2 Verdichter
18: Wärmeübertrager CO2/Prozessdampf
19: CO2-Kühler
20: CO2 zur Lagerstätte
21: Kondensat
22: Kondensatpumpe
23: Wasseraufbereitung
24: Entgaser
25: Speisewasserpumpen
26: Prozessdampf
28: Kondensierender Abgaswärmeübertrager zur Übertragung der Abgaswärme auf ein Niederdruckdampfnetz
29: Niederdruckdampfturbine
30: Generator
31: Kondensator
32: Kühlturm (Wärmesenke)

Es ergibt sich für die Verstromung durch Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Niederdruckdampfturbinenprozess gegenüber dem Basisprozess folgender zusätzlicher Vorteil:
Vorteil 5
In dem zusätzlichen Niederdruckdampfturbinenprozess lässt sich rund 15% der Abwärme aus dem Abhitzehochdruckdampfkessels in elektrische Energie umwandeln.
Im Berechnungsbeispiel 3 bedeutet dieses, bezogen auf den Brennstoffinput des kombinierten Prozesses, eine Wirkungsgradverbesserung von rd. 8,7%. Zusammen mit dem elektrischen Wirkungsgrad des Basisprozesses von 37,0% wird ein elektrischer Gesamtwirkungsgrad von 45,7% erreicht. Das Energieflussdiagramm des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Niederdruckdampfturbinenprozess ist in dargestellt.
Kombinationsprozess 3:
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Niederdruckdampfturbinenprozess
Bei diesem Anlagenaufbau wird der STIG-Prozess mit CO₂-Abscheidung sowohl mit einem Hockdruckdampfturbinenprozess wie auch mit einem Niederdruckdampfturbinenprozess kombiniert.
In diesem kombinierten Kraftwerksprozess kann der Prozessdampf auf dem technisch maximal möglichen Druckniveau erzeugt werden. Der erzeugte Hochdruckdampf wird zunächst in dem Hochdruckdampfturbinenprozess auf den Eingangsdruck der STIG-Turbine entspannt. Die mechanische Arbeit der Hochdruckdampfturbine steht zusätzlich zur Stromerzeugung zur Verfügung und der elektrische Wirkungsgrad des Kraftwerksprozesses wird damit deutlich verbessert.
Zusätzlich wird auch die nach dem Abhitzedampfkessel verbleibende Abwärme zur Erzeugung zusätzlicher elektrischer Energie mit einer Niederdruckdampfturbine genutzt.
In 4 ist ein Ausführungsbeispiel für den grundsätzlichen Aufbau des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Niederdruckdampfturbinenprozess dargestellt.
Bezugszeichenliste
Legende zu Fig. 4:

1: Brennstoff
2: Luft
3: Luftverdichter
4: Wärmeübertrager Luft/Speisewasser
5: H2O
6: Luftzerlegungsanlage (Linde-Fränk1-Anlage), bestehend aus:
6 1: Rieselkühler
6 2: Regeneratoren
6 3: Doppelsäulenrektifikator
6 4: Filteradsorber
6 5: Adsorber
6 6: Wärmeübertrager
6 7: Zusatzkondensator mit Abscheider
6 8: Verflüssiger
6 9: Turbine mit Generator
7: N2
8: O2
9: O2-Verdichter
10: Brennkammer
11: Gasturbine
12: Generator
13: Abhitzedampfkessel
16: CO2
17: CO2 Verdichter
18: Wärmeübertrager CO2/Speisewasser
19: CO2-Kühler
20: CO2 zur Lagerstätte
21: Kondensat
22: Kondensatpumpe
23: Wasseraufbereitung
24: Entgaser
25: Speisewasserpumpen
26: Prozessdampf
27: Hochdruckdampfturbine
28: Kondensierender Abgaswärmeübertrager zur Übertragung der Abgaswärme auf ein Niederdruckdampfnetz
29: Niederdruckdampfturbine
30: Generator
31: Kondensator
32: Kühlturm (Wärmesenke)

Es ergibt sich für die Verstromung durch den kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Niederdruckdampfturbinenprozess folgender zusätzlicher Vorteil:
Vorteil 6
Durch die doppelte Kombination des STIG-Prozesses mit CO₂-Abscheidung mit einem Hochdruckdampfturbinenprozess und einem Niederdruckdampfturbinenprozess lässt sich der Anteil der im Kraftwerksprozess erzeugten elektrischen Energie steigern.
Im Berechnungsbeispiel 4 bedeutet dieses, dass, bezogen auf den Brennstoffinput des kombinierten Prozesses, ein elektrischer Gesamtwirkungsgrad von 48,6% erreicht wird. Das Energieflussdiagramm für ein Ausführungsbeispiel des kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Niederdruckdampfturbinenprozesses ist in 13 dargestellt.
Kombinationsprozess 4:
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und ORC-Prozess
Bei diesem Anlagenaufbau wird die nach dem Basisprozess im Abhitzedampfkessel verbleibende Abwärme nicht, wie in den oben beschriebenen Verfahren in einem Heiznetz, sondern zur Erzeugung zusätzlicher elektrischer Energie mit einer ORC-Turbine genutzt.
In 5 ist ein Ausführungsbeispiel für das Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und ORC-Prozess dargestellt.
Bezugszeichenliste
Legende zu Fig. 5:

1: Brennstoff
2: Luft
3: Luftverdichter
4: Wärmeübertrager Luft/Speisewasser
5: H2O
6: Luftzerlegungsanlage (Linde-Fränk1-Anlage), bestehend aus:
6 1: Rieselkühler
6 2: Regeneratoren
6 3: Doppelsäulenrektifikator
6 4: Filteradsorber
6 5: Adsorber
6 6: Wärmeübertrager
6 7: Zusatzkondensator mit Abscheider
6 8: Verflüssiger
6 9: Turbine mit Generator
7: N2
8: O2
9: O2-Verdichter
10: Brennkammer
11: Gasturbine
12: Generator
13: Abhitzedampfkessel
16: CO2
17: CO2 Verdichter
18: Wärmeübertrager CO2/Prozessdampf
19: CO2-Kühler
20: CO2 zur Lagerstätte
21: Kondensat
22: Kondensatpumpe
23: Wasseraufbereitung
24: Entgaser
25: Speisewasserpumpen
26: Prozessdampf
33: Kondensierender Abgaswärmetauscher zur Wärmeübertragung auf den ORC-Prozess
34: ORC-Turbine
35: Generator
36: Kondensator
37: Kühlturm (Wärmesenke)

Es ergibt sich für die Verstromung durch das Verfahren zur CO₂-Abscheidung im kombinierten STIG- und ORC-Prozess folgender zusätzlicher Vorteil:
Vorteil 7
In dem zusätzlichen ORC-Prozess lässt sich rund 18% der Abwärme aus dem Abhitzehochdruckdampfkessels in elektrische Energie umwandeln.
Im Berechnungsbeispiel 5 bedeutet dieses, bezogen auf den Brennstoffinput des kombinierten Prozesses, eine Wirkungsgradverbesserung von rd. 10,2%. Zusammen mit dem elektrischen Wirkungsgrad des Basisprozesses von 37,0% wird ein elektrischer Gesamtwirkungsgrad von 47,2% erreicht. Das Energieflussdiagramm für das Verfahren zur CO₂-Abscheidung im kombinierten STIG- und ORC-Prozess ist in dargestellt.
Kombinationsprozess 5:
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und ORC-Prozess
Bei diesem Anlagenaufbau wird der Basisprozess sowohl mit einem Hockdruckdampfturbinenprozess wie auch mit einem ORC-Prozess kombiniert.
In diesem kombinierten Kraftwerksprozess kann der Prozessdampf auf dem technisch maximal möglichen Druckniveau erzeugt werden. Der erzeugte Hochdruckdampf wird zunächst in dem Hochdruckdampfturbinenprozess auf den Eingangsdruck der STIG-Turbine entspannt. Die mechanische Arbeit der Hochdruckdampfturbine steht zusätzlich zur Stromerzeugung zur Verfügung und der elektrische Wirkungsgrad des Kraftwerksprozesses wird damit deutlich verbessert.
Zusätzlich wird auch die nach dem Abhitzedampfkessel verbleibende Abwärme zur Erzeugung zusätzlicher elektrischer Energie mit einem ORC-Prozess genutzt.
In 6 ist ein Ausführungsbeispiel für den grundsätzlichen Aufbau des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und ORC-Prozess dargestellt.
Bezugszeichenliste
Legende zu Fig. 6:

1: Brennstoff
2: Luft
3: Luftverdichter
4: Wärmeübertrager Luft/Speisewasser
5: H2O
6: Luftzerlegungsanlage (Linde-Fränk1-Anlage), bestehend aus:
6 1: Rieselkühler
6 2: Regeneratoren
6 3: Doppelsäulenrektifikator
6 4: Filteradsorber
6 5: Adsorber
6 6: Wärmeübertrager
6 7: Zusatzkondensator mit Abscheider
6 8: Verflüssiger
6 9: Turbine mit Generator
7: N2
8: O2
9: O2-Verdichter
10: Brennkammer
11: Gasturbine
12: Generator
13: Abhitzedampfkessel
16: CO2
17: CO2 Verdichter
18: Wärmeübertrager CO2/Speisewasser
19: CO2-Kühler
20: CO2 zur Lagerstätte
21: Kondensat
22: Kondensatpumpe
23: Wasseraufbereitung
24: Entgaser
25: Speisewasserpumpen
26: Prozessdampf
27: Hochdruckdampfturbine
33: Kondensierender Abgaswärmetauscher zur Wärmeübertragung auf den ORC-Prozess
34: ORC-Turbine
35: Generator
36: Kondensator
37: Kühlturm (Wärmesenke)

Es ergibt sich für die Verstromung durch den kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und ORC-Prozess folgender zusätzlicher Vorteil:
Vorteil 8
Durch die doppelte Kombination des STIG-Prozesses mit CO₂-Abscheidung mit einem Hochdruckdampfturbinenprozess und einem ORC-Prozess lässt sich der Anteil der im Kraftwerksprozess erzeugten elektrischen Energie steigern.
Im Berechnungsbeispiel 6 zum Kombinationsprozess 5 bedeutet dieses, dass, bezogen auf den Brennstoffinput des kombinierten Prozesses, ein elektrischer Gesamtwirkungsgrad von 50,0% erreicht wird. Das Energieflussdiagramm für den kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Niederdruckdampfturbinenprozess ist in dargestellt.
Kombinationsprozess 6:
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Kalina-Prozess
Bei diesem Anlagenaufbau wird die im Basisprozess nach dem Abhitzedampfkessel verbleibende Enthalpie zur Erzeugung zusätzlicher elektrischer Energie mit einem Kalina-Prozess genutzt.
In 7 ist ein Ausführungsbeispiel für das Verfahren zum Abscheiden von CO2 im kombinierten STIG- und Kalina-Prozess dargestellt.
Bezugszeichenliste
Legende zu Fig. 7:

1: Brennstoff
2: Luft
3: Luftverdichter
4: Wärmeübertrager Luft/Speisewasser
5: H2O
6: Luftzerlegungsanlage (Linde-Fränk1-Anlage), bestehend aus:
6 1: Rieselkühler
6 2: Regeneratoren
6 3: Doppelsäulenrektifikator
6 4: Filteradsorber
6 5: Adsorber
6 6: Wärmeübertrager
6 7: Zusatzkondensator mit Abscheider
6 8: Verflüssiger
6 9: Turbine mit Generator
7: N2
8: O2
9: O2-Verdichter
10: Brennkammer
11: Gasturbine
12: Generator
13: Abhitzedampfkessel
16: CO2
17: CO2 Verdichter
18: Wärmeübertrager CO2/Prozessdampf
19: CO2-Kühler
20: CO2 zur Lagerstätte
21: Kondensat
22: Kondensatpumpe
23: Wasseraufbereitung
24: Entgaser
25: Speisewasserpumpen
26: Prozessdampf
38: Kondensierender Wärmeübertrager zur Verdampfung des Arbeitsgases aus dem binären Fluid
39: Turbine
40: Generator
41: Absorber
42: Kühlturm (Wärmesenke)

Es ergibt sich für die Verstromung durch die Kombination des STIG-Prozesses mit dem Kalina-Prozess folgender zusätzlicher Vorteil:
Vorteil 9
In dem zusätzlichen Kalina-Prozess lässt sich rund 19% der Abwärme aus dem Abhitzehochdruckdampfkessels in elektrische Energie umwandeln.
Im Berechnungsbeispiel 7 bedeutet dieses, bezogen auf den Brennstoffinput des kombinierten Prozesses, eine Wirkungsgradverbesserung von rd. 10,8%. Zusammen mit dem elektrischen Wirkungsgrad des Basisprozesses von 37,0% wird ein elektrischer Gesamtwirkungsgrad von 47,8% erreicht. Das Energieflussdiagramm für das Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Kalina-Prozess ist in 16 dargestellt.
Kombinationsprozess 7:
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Kalina-Prozess
Bei diesem Anlagenaufbau wird der Basisprozess sowohl mit einem Hockdruckdampfturbinenprozess wie auch mit einem Kalina-Prozess kombiniert.
In diesem kombinierten Kraftwerksprozess kann der Prozessdampf auf dem technisch maximal möglichen Druckniveau erzeugt werden. Der erzeugte Hochdruckdampf wird zunächst in dem Hochdruckdampfturbinenprozess auf den Eingangsdruck der STIG-Turbine entspannt. Die mechanische Arbeit der Hochdruckdampfturbine steht zusätzlich zur Stromerzeugung zur Verfügung und der elektrische Wirkungsgrad des Kraftwerksprozesses wird damit deutlich verbessert.
Zusätzlich wird auch die nach dem Abhitzedampfkessel verbleibende Abwärme zur Erzeugung zusätzlicher elektrischer Energie mit einem Kalina-Prozess genutzt.
In 8 ist ein Ausführungsbeispiel für den grundsätzlichen Aufbau des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Kalina-Prozess dargestellt.
Bezugszeichenliste
Legende zu Fig. 8:

1: Brennstoff
2: Luft
3: Luftverdichter
4: Wärmeübertrager Luft/Speisewasser
5: H2O
6: Luftzerlegungsanlage (Linde-Fränk1-Anlage), bestehend aus:
6 1: Rieselkühler
6 2: Regeneratoren
6 3: Doppelsäulenrektifikator
6 4: Filteradsorber
6 5: Adsorber
6 6: Wärmeübertrager
6 7: Zusatzkondensator mit Abscheider
6 8: Verflüssiger
6 9: Turbine mit Generator
7: N2
8: O2
9: O2-Verdichter
10: Brennkammer
11: Gasturbine
12: Generator
13: Abhitzedampfkessel
16: CO2
17: CO2 Verdichter
18: Wärmeübertrager CO2/Speisewasser
19: CO2-Kühler
20: CO2 zur Lagerstätte
21: Kondensat
22: Kondensatpumpe
23: Wasseraufbereitung
24: Entgaser
25: Speisewasserpumpen
26: Prozessdampf
27: Hochdruckdampfturbine
38: Kondensierender Wärmeübertrager zur Verdampfung des Arbeitsgases aus dem binären Fluid
39: Turbine
40: Generator
41: Absorber
42: Kühlturm (Wärmesenke)

Es ergibt sich für die Verstromung durch das Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Kalina-Prozess folgender zusätzlicher Vorteil:
Vorteil 10
Durch die doppelte Kombination des STIG-Prozesses mit CO₂-Abscheidung mit einem Hochdruckdampfturbinenprozess und einem Kalina-Prozess lässt sich der Anteil der im Kraftwerksprozess erzeugten elektrischen Energie steigern.
Im Berechnungsbeispiel 8 bedeutet dieses, dass, bezogen auf den Brennstoffinput des kombinierten Prozesses, ein elektrischer Gesamtwirkungsgrad von 50,5% erreicht wird. Das Energieflussdiagramm für das Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Kalina-Prozess ist in 17 dargestellt.
Einsatz von Festbrennstoffen in den Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-Prozess
Der in den 1 bis 8 dargestellten Ausführungsbeispiele der Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ in kombinierten STIG-Prozessen basiert auf der Verwendung von flüssigen oder gasförmigen Brennstoffen.
Bei Einsatz von festen Brennstoffen ist die vorherige Vergasung des Festbrennstoffs erforderlich. Da bei der Konstruktion des Vergasers und der Gasreinigung die Vergasung bei Dampfüberschuss vielfältige Vorteile bietet und bei den Verfahren zum Abscheiden von CO₂ in kombinierten STIG-Prozesses die Zugabe des sowieso erforderlichen Dampfes auch in den Vergaser erfolgen kann, ist die Verwendung von Vergasersystemen mit Dampfüberschuss (Wassergasgeneratoren) zur Vergasung des Festbrennstoffs zweckmäßig.
Dabei führt der Dampfüberschuss dazu, dass bei der Vergasung nach der Reformierung des Brennstoffs (Umwandlung der Kohlenwasserstoffe in CO und H₂) in der exothermen Shift-Reaktion das CO mit Wasserdampf zu CO₂ und H₂ umgeformt wird. Nach Vergasung mit Wasserdampfüberschuss besteht der brennbare Anteil des Generatorgases ausschließlich aus Wasserstoff.
Zweckmäßig ist weiterhin, die Vergasung bei Überdruck auf dem Eingangsdruckniveau der STIG-Turbine durchzuführen, da dadurch ein Energieaufwand für die Nachverdichtung des Wassergases vermieden werden kann. Im Ausführungsbeispiel gemäß 9 werden daher die Luft und der Wasserdampf auf dem Eingangsdruckniveau der STIG-Turbine in den Wassergasgenerator eingeführt.
Erforderlich ist es, das gewonnene Wassergas von festen Bestandteilen (Flugasche, Feinstaub) zu reinigen, um eine Schädigung der Turbinenschaufeln zu vermeiden. Hierzu ist im Ausführungsbeispiel nach 9 eine Kombination aus Fliehkraftstaubabscheider (Multizyclon) und Feinstaubfilter (Elektrofilter) dargestellt.
Weiterhin ist es zweckmäßig, das Generatorgas vor der Reinigung abzukühlen, um preiswertere Werkstoffe für die Filter und Fliehkraftstaubabscheider verwenden zu können und um Wärmeverluste in den Reinigungsstufen zu minimieren. Daher wird im Ausführungsbeispiel nach 9 das Wassergas in einem Wärmeübertrager zwischen dem zugeführten Festbrennstoff und dem Wassergas regenerativ durch Wärmeübertragung an den zugeführten Festbrennstoff abgekühlt.
Legende zu 9:
Bezugszeichenliste

2: Luft
3: Luftverdichter
4: Wärmeübertrager Luft/Speisewasser
5: H2O
6: Luftzerlegungsanlage (Linde-Fränk1-Anlage), bestehend aus:
6 1: Rieselkühler
6 2: Regeneratoren
6 3: Doppelsäulenrektifikator
6 4: Filteradsorber
6 5: Adsorber
6 6: Wärmeübertrager
6 7: Zusatzkondensator mit Abscheider
6 8: Verflüssiger
6 9: Turbine mit Generator
7: N2
8: O2
9: O2-Verdichter
10: Brennkammer
11: Gasturbine
12: Generator
13: Abhitzedampfkessel
14: Abgaswärmeübertrager
15: Heiznetz
16: CO2
17: CO2 Verdichter
18: Wärmeübertrager CO2/Speisewasser
19: CO2-Kühler
20: CO2 zur Lagerstätte
21: Kondensat
22: Kondensatpumpe
23: Wasseraufbereitung
24: Entgaser
25: Speisewasserpumpen
26: Prozessdampf
27: Hochdruckdampfturbine
43: Zufuhr Festbrennstoff
44: Wassergasgenerator
45: Ascheaustrag
46: Wassergas
47: Wärmeübertrager Festbrennstoff/Wassergas
48: Fliehkraftstaubabscheider
49: Feinstaubfilter

Zusätzlich erreichte Vorteile durch den Wassergasgenerator
Vorteil 11
Durch die Kombination mit einem Wassergasgenerator lassen sich in dem Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im im kombinierten STIG-Prozessen wesentlich preiswertere Festbrennstoffe (z. B. Braun- und Steinkohle) oder auch nachwachsende feste Brennstoffe (z. B. Holz) einsetzen.
Vorteil 12
Die Vergasung von Festbrennstoffen in einem Wassergasgenerator mit Dampfüberschuss hat gegenüber anderen Vergasungsverfahren den Vorteil, dass sich keine Teere bilden können da alle Kohlenstoffbestandteile durch den Dampfüberschuss in der Shift-Reaktion in CO₂ und H₂ umgeformt werden.
Berechnungsbeispiel 1: Berechnung des Basisprozesses
Verfahren zum Abscheinden von CO₂ im STIG-Prozess
Im Folgenden werden Leistungsdaten und Wirkungsgrade für ein Berechnungsbeispiel des Basisprozesses, dem Verfahrens zur CO₂-Abscheidung im STIG-Prozess, ermittelt.
Diese Berechnung dient dem beispielhaften Nachweis der Effizienz des Verfahrens; sie dient nicht dazu, die maximale Leistungsfähigkeit des Verfahrens zu dokumentieren.

Im Folgenden wird ein STIG-Prozess mit Benzin als Brennstoff berechnet. Werte des Berechnungsbeispiels:

Temperatur der Umgebung	t_l	15°C
Druck der Umgebung	p₁	1 bar
Druck am Turbineneintritt	p₂	25,00 bar
Gasturbineneintrittstemperatur	t₃	1.575°C
Gasturbinenaustrittstemperatur	t₄	875°C
Dampferzeugeraustrittstemperatur	t₅	230°C
Heizwert Benzin	H_u	42.700 kJ/kg
Brennstoffmenge	ṁ_Brennstoff	25,0000 kg/s
Einsatz Primärenergie		1.067.500,0 kJ
Menge Sauerstoff	ṁ_O2	86,6667 kg/s
Dampfmenge aus Verbrennung	ṁ_DRG	33,7500 kg/s
Dampfmenge aus Wassergehalt Brennstoff	w	0,0000 kg/s
Kohlendioxydanteil im Arbeitsgas	m_CO2	77,9167 kg/s
isentroper Turboverdichterwirkungsgrad	η_i,TVD	90,00%
isentroper Wirkungsgrad der STIG-Turbine	η_i,GT	90,00%
isentroper Wirkungsgrad der Hochdruckdampf-Turbine	η_i,DT	92,00%
mechanischer Turbinenwirkungsgrad	η_m,T	99,00%
Generatorwirkungsgrad	η_G	99,00%
innerer Wirkungsgrad Speisewasserpumpe	η_i,sP	85,00%
elektrischer Wirkungsgrad Speisewasserpumpe	η_el,SP	95,00%
Enthalpie O₂ beim Eintritt Brennkammer		435 kJ/kg
spez. Wärmekapazität CO₂ bei 25 bar 1.575°C	c_{p CO2}	1,360 kJ/kgK
spezifische Enthalpie Dampf aus Abhitzekessel	h₂	2.948 kJ/kgK
sezifische Enthalpie Dampf am Turbineneintritt (1.575°C, 25 bar)	h₃	6.161 kJ/kgK

Berechnung der erforderlichen Dampfmenge
Bei Begrenzung der Temperatur in der Brennkammer auf 1.575°C lässt sich die Formel zur Berechnung der für den Prozess erforderlichen Dampfmenge aus der Energiebilanz der Brennkammer herleiten: ṁ_{D inj.} = (H_u·ṁ_B + ṁ_B·cp·t₁ + ṁ_O2·c_p·t_s – ṁ_DRG·h₃ – ṁ_CO2·c_p·t₃)/(h₃ – h₂) = 227,4 kg/s
Berechnung der Turbinenleistung
Da der Dampfanteil im CO₂/Dampfgemisch deutlich überhitzt ist, kann die Entspannung des Gemischs in der Gasturbine unter der Annahme eines perfekten Gasverhaltens berechnet werden (Zahoransky, Energietechnik, 4. Auflage 2009, S. 158). Stoffdaten von CO₂ und Dampf:

c_p,CO2 1150° 1,3150

κ_CO2 1150° 1,1730

c_v,CO2 1150° 1,1211

c_p,D 1150°C 2,5760

κ_D 1150°C 1,2200

c_v,D 1150°C 2,1115

Die Mengen und Stoffdaten des Gemischs lassen sich unter der Annahme perfekten Gasverhaltens wie folgt berechnen:

ṁ_GesCO2	77,9167 kg/s
^ṁGes H2O	261,1553 kg/s
ṁ_Ges	339,0720 kg/s
c_{p Ges} = ṁ_CO2/ṁ_Ges·c_{p, CO2} + ṁ_D/ṁ_Ges·c	2,286230
c_{v, Ges} = ṁ_CO2/ṁ_Ges·c_{v, CO2} + ṁ_D/ṁ_Ges·c_{v, D}	1,883883
K_Ges = c_{p ges}/c_{v, ges}	1,213573

Die Austrittstemperatur aus der Turbine ermittelt sich bezogen auf den Turbineneintritt bei 1.848°K bei isentroper Entspannung des Arbeitsgases mit der Beziehung T_4ges = T_3Ges(p₄/p₃)^(κ-1/κ) mit 1.049°K bzw. 776°C.
Unter Berücksichtigung des isentropen Turbinenwirkungsgrades (im Berechnungsbeispiel angenommen mit η_iT = 90%) ermittelt sich die Turbinenleistung nach der Formel: P_{GT polytrop} = η_iT·c_p ^Ges·(T₃ – T₄)·ṁ_Ges
Die Turbinenleistung beträgt im Berechnungsbeispiel 557.645 kW.
Berechnung des Leistungsbedarfs der Speisewasserpumpe
Der Leistungsbedarf der Speisewasserpumpen ermittelt sich nach der Formel: P_{el SP} = 1/(η_i,SP·η_el,SP)·(p_FD – p_Sp)/ρ_SW·ṁ_FD und beträgt im Berechnungsbeispiel 679 kW.
Berechnung des Leistungsbedarfs der CO₂-Verdichtung

Grundlage der Berechnung ist ein Verflüssigungsdruck von 60 bar.

Temperatur des Gaseintritts	t_l	50°C
Eingangsdruck des Gases	p₁	1 bar
Druck nach Turboverdichter	p_TVD	60,00 bar
isentroper Turboverdichterwirkungsgrad	η_i,TVD	90,00%
spez. Wärmekapazität CO₂ bei 50°C	c_p	0,875 kJ/kgK
spez. Wärmekapazität CO₂ bei 457°C,	c_p	1,170 kJ/kgK
Isentropenexponent für CO₂ bei Mitteltemperatur 250°C	κ	1,233
Enthalpie CO₂ am Eintritt Turboverdichter	h₁ = c_pL·t₁	43,75 kJ/kg
Enthalpie CO₂ am Austritt Turboverdichter
h_TVD = h₁ + 1/η_i,VD·c_pL·(t_TVD + 273)·[(p2/p1)^(κ-1)/κ		534,1 kJ/kg
Austrittstemperatur aus dem Turboverdicher t₂	t_TVD = h_TVD/c_pl	457°C
CO₂-Menge		77,9167 kg/s
Leistungsbedarf CO₂-Verdichter	P_{Verd CO2}	38.207 kW

Berechnung des Leistungsbedarfs der Luftzerlegungsanlage

Der Leistungsbedarf für die Luftzerlegung errechnet sich aus dem Leistungsbedarf der Luftverdichtung abzüglich des Energierückgewinns in der Expansionsturbine.

Temperatur Lufteintritt	t_l	15°C
Druck der Umbebung	p₁	1 bar
Druck nach Turboverdichter	p_TVD	6,00 bar
isentroper Turboverdichterwirkungsgrad	η_i,TVD	90,00%
spez. Wärmekapazität Luft bei 15°C	c_pL	1,003 kJ/kgK
spez. Wärmekapazität Luft bei 220°C,	c_pL	1,029 kJ/kgK
Isentropenexponent der Luft bei Mitteltemperatur 120°C	κ	1,395
Enthalpie Verbrennungsluft am Eintritt Turboverdichter
h₁ = c_pL·t₁		15,05 kJ/kg
Enthalpie Verbrennungsluft am Austritt Turboverdichter
h_TVD = h₁ + 1/η_i,VD·c_pL·(t_TVD + 273)·[(p2/p1)^(κ-1)/κ – 1]		232,7 kJ/kg
Austrittstemperatur aus dem Turboverdicher t₂
t_TVD = h_TVD/c_pl		226°C
Sauerstoffausbeute aus zugeführter Luft (Tieftemperaturtechnik, a. a. O., S. 324)		95%
Sauerstoffbedarf des Verfahrens		86,6667 kg/s
Sauerstoffgehalt der Luft		0,23135 kg/kg Luft
Luftbedarf		394,3292 kg/s
Leistungsbedarf Luftverdichter brutto	P_VerdLuft	85.811 kW
Energierückgewinn Expansionsturbine	10%	8.581 kW
Leistungsbedarf Luftzerlegung netto		77.230 kW
Leistungsbedarf für die O₂-Verdichtung
Isentropenexponent der O₂ bei Mitteltemperatur 200°C	κ	1,378
O₂-Menge		86,6667 kg/s
Enthalpie O₂ am Eintritt Turboverdichter	h₁ = c_pL·t₁	4,59 kJ/kg
Enthalpie O₂ am Austritt Turboverdichter
h_TVD = h₁ + 1/η_i,VD·c_pL·(t_TVD + 273)·[(p2/p1)^(κ-1)/κ – 1]		435,2 kJ/kg
Austrittstemperatur aus dem Turboverdicher t₂	t_TVD = h_TVD/c_pl	443°C
Leistungsbedarf O₂-Verdichter	P_{Verd O2}	37.317 kW

Berechnung der elektrischen Leistung und des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess
Die elektrische Leistung des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess ermittelt sich aus

– der Leistung der STIG-Turbine
– zuzüglich der Leistung der Expansionsturbine der Lufttrennungsanlage
– abzüglich der Verdichterleistung für Luft,
– abzüglich der Verdichterleistung für CO₂
– abzüglich der Verdichterleistung für O₂ und
– abzüglich der Leistungsaufnahme der Speisewasserpumpe

Unter der Annahme eines mechanischen Turbinenwirkungsgrades η_m = 99% und eines elektrischen Wirkungsgrades des Generators η_G = 99% ermittelt sich die elektrische Leistung des STIG-Prozesses mit CO₂-Abscheidung nach der Formel P_{el STIG} = η_m·η_G·(P_{GT polytrop} – P_Verd
Luft – P_{Verd CO2} – P_{Verd O2}) – P_SP + P_{T exp.} und beträgt im Berechnungsbeispiel 364.729 kW.
Für den elektrischen Wirkungsgrad gilt η_el
STIG = P_elSTIG/(ṁ_B·Hu)
Im Berechnungsbeispiel beträgt der elektrische Wirkungsgrad 37,0%
Energiebilanz des Abhitzedampfkessels
Die Überprüfung, dass die im Berechnungsbeispiel für die STIG-Turbine erforderliche Dampfmenge von 227,4 kg/s aus den vorhandenen Abwärmequellen regenerativ erzeugt werden kann, erfolgt in der Energiebilanz der Abhitzekessel. Die Wärmerückgewinnung erfolgt hierbei im Abhitzedampfkessel für das Turbinenabgas, im Abhitzekessel für die verdichtete Luft und im Abhitzekessel für das verdichtete CO₂.
Die Enthalpie des Arbeitsgases beim Eintritt in den Abhitzedampfkessel H₄ (= Austritt aus der Gasturbine) lässt sich aus der Enthalpie des Arbeitsgases bei Eintritt in die Gasturbine abzüglich der polytropen Turbinenleistung ermitteln.

Enthalpie beim Eintritt in und Austritt aus der Gasturbine:

h_{3 D} = h_D1575°	6.161,3 kJ/kg
H_{3 D} = h_{3D 1575°}·ṁ_D		1.609.064,0 kW
h_{3 CO2} = h_{CO2 1575°}	2.142,0 kJ/kg
H_3RG = h_{3CO2 1575°}·ṁ_CO2		166.897,5 kW
H_3ges		1.775.961,5 kW
polytrope Turbinenleistung P_{T polytrop} = η_iT·c_pGes·(T₃ – T₄)·ṁ_ges		–557.645,2 kW
H_4polytrop = H₃ – P_{T polytrop}		1.218.316,3 kW

Mit der Enthalpie am Austritt der Gasturbine H_{4 polytrop} lässt sich anhand der bekannten Zusammensetzung des Arbeitsgases mit 77,9 kg CO₂ und 261,2 kg H₂O die Temperatur am Gasturbinenaustritt mit rd. 874°C ermitteln.
Die Enthalpie der beiden Gasbestandteile beträgt:

h_{4 D} = h_{D 874} 4.336,3 kJ/kg

H_{4 D} = h_{4 D 874°}·ṁ_D 1.132.452,9 kJ

h_{4 CO2} = c_pCO''·t₄ 1.102,0 kJ/kg

H_{4 CO2} = h_{4 CO2 874°}·ṁ_CO2 85.863,4 kJ

H_{4 ges} 1.218.317 kW
Wenn die Temperatur des zugeführten Speisewassers 100°C beträgt ist eine Auskühlung des Arbeitsgases im Abhitzedampfkessel auf ca. 120°C möglich.
Die Enthalpie H₅ des Arbeitsgases am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel beträgt:

h_{5 D} = h_{D 120°C} 2.716,6 kJ/kg

H_{5 D} = h_{5 D 110°}·ṁ_D 709.457 kW

h_{5 CO2} = c_{p CO2}·t₅ 113,0 kJ/kg

H_{5 CO2} = h_{5 CO2 110°}·ṁ_CO2 8.808 kW

H₅ 718.265 kW
Die zur Erzeugung des Prozessdampfes genutzte Wärmemenge des Abgases errechnet sich aus der Differenz der Enthalpie H₄ am Eintritt des Abhitzedampfkessels und der Enthalpie H₅ am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel
ΔH = H₄ – H₅ und beträgt im Berechnungsbeispiel 500.052 kW

Zusätzlich wird die Abwärme aus dem Luftverdichter und dem CO₂ Verdichter genutzt.

Energiebedarf CO₂-Verdichtung	38.207 kW
Wärmerückgewinnung	70%	26.745 kW
Energiebedarf Luftverdichter	85.811 kW
Wärmerückgewinnung	60%	51.486 kW
Enthalpie für Prozessdampferzeugung		578.283 kW

Mit der spezifischen Enthalpie des Speisewassers von 420,9 kJ/kg bei 100°C, 25 bar und der spezifischen Enthalpie des Dampfes h bei 275°C und 25 bar von 2.948 kJ/kg errechnet sich
die max. erzeugte Dampfmenge ṁ_{D inj.} = 228,8 kg/s
Die für die Turbine im Berechnungsbeispiel benötigte Dampfmenge von 227,4 kg/s kann durch die Abhitzedampfkessel bereitgestellt werden.
Nutzung der Abwärme aus dem Abhitzedampfkessel
Das Abgas ist beim Austritt aus dem Abhitzedampfkessel noch sehr energiereich. Es besteht im Berechnungsbeispiel aus 261,1 kg/s Wasserdampf und 77,9 kg/s CO₂. Die Enthalpie H₅ beträgt wie oben ermittelt 718.265 kW.
Dieser Energieinhalt des Abgases wird zunächst teilweise für die Erwärmung des Speisewassers im Entgaser genutzt. Im Berechnungsbeispiel errechnet sich die erforderliche Wärmemenge, um das Speisewasser von 35°C auf die Entgasungstemperatur von 100°C zu erhitzen, wie folgt:

h_{6 Kondensat} Enthalpie Wasser 35°C 162,0 kJ/kg

Enthalpie Speisewasser 100°C 417,4 kJ/kg

Δh Speisewasservorwärmung 255,4 kJ/kg

ΔH Speisewasservorwärmung = Δh·ṁ_{D inj.} 58.088 kW

Nach Abkühlung des Abgases im kondensierenden Wärmetauscher auf 35°C errechnet sich die Abwärme des Prozesses aus der Abwärme des feuchten CO₂-Abgases und der Abwärme des Kondensats.

h_{6 CO2} Enthalpie CO₂ 35°C		3,0 kJ/kg
h_{6 Gasfeuchte} Enthalpie Wasserdampf bei 35°C		2.566,0 kJ/kg
h_{6 Kondensat} Enthalpie kondensiertes Wasser 35°C		162,0 kJ/kg
H_{6 Gasphase} Enthalpie CO₂ Anteil des CO₂/H₂O Gemischs		240 kW
H_{6 Gasfeuchte} Enthalpie Wasserdampfanteil des CO₂/H₂O Gemischs		7.412 kW
H_{6 Kondensat} Enthalpie kondensiertes Wasser 35°C		41.839 kW
Abwärme gesamt H_{6 Ges}		49.491 kW

Die an das Wärmeversorgungsnetz übertragene Wärme errechnet sich wie folgt:

H₅ Abwärme am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel	718.265 kW
– ΔH Speisewasservorwärmung	–58.088 kW
– H₆ Abwärme	–49.491 kW
= P_therm Wärmeübertragung an das Wärmeversorgungsnetz	610.686 kW

Der thermische Wirkungsgrad des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess beträgt damit im Berechnungsbeispiel:
η_therm = P_therm/(ṁ_B·H_u) 57,2%
Der Gesamtwirkungsgrad des Verfahrens zur CO2-Abscheidung im STIG-Prozess beträgt im Ausführungsbeispiel 1: η_ges = η_{el STIG} + η_therm = 37,0% + 57,2% = 94,2%
Das Energieflussdiagramm des Berechnungsbeispiels 1 ist in 10 dargestellt.
Berechnungsbeispiel 2: Berechnung des Kombinationsprozesses 1
Verfahren zum Abscheiden von CO2 im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess
Im Folgenden werden Leistungsdaten und Wirkungsgrade für ein Ausführungsbeispiel des Verfahrens zur CO₂-Abscheidung im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenturbinenprozess berechnet, um einen beispielhaften Nachweis der Effizienz des Verfahrens zu führen.

Als Brennstoff wird im Ausführungsbeispiel Benzin eingesetzt. Werte des Berechnungsbeispiels:

Temperatur der Umgebung	t_l	15°C
Druck der Umgebung	p₁	1 bar
Druck am Turbineneintritt	p₂	15,00 bar
Gasturbineneintrittstemperatur	t₃	1.575°C
Gasturbinenaustrittstemperatur	t₄	970°C
Dampferzeugeraustrittstemperatur	t₅	480°C
Heizwert Benzin	H u	42.700 kJ/kg
Brennstoffmenge	m_Brennstoff	25,0000 kg/s
Einsatz Primärenergie		1.067.500,0 kJ
Menge Sauerstoff	m_O2	86,6667 kg/s
Dampfmenge aus Verbrennung	m_{D RG}	33,7500 kg/s
Kohlendioxydanteil im Arbeitsgas	m_CO2	77,9167 kg/s
isentroper Turboverdichterwirkungsgrad	η_i,TVD	90,00%
isentroper Wirkungsgrad der STIG-Turbine	η_i,GT	90,00%
isentroper Wirkungsgrad der Hochdruckdampf-Turbine	η_i,DT	92,00%
mechanischer Turbinenwirkungsgrad	η_m,T	99,00%
Generatorwirkungsgrad	η_G	99,00%
innerer Wirkungsgrad Speisewasserpumpe	η_i,SP	85,00%
elektrischer Wirkungsgrad Speisewasserpumpe	η_el,SP	95,00%
Enthalpie O₂ beim Eintritt Brennkammer		339 kJ/kg
spez. Wärmekapazität CO₂ bei 15 bar 1.575°C	c_{p CO2}	1,360 kJ/kgK
spezifische Enthalpie Wassergehalt des Brennstoffs (15°C, 1 bar)	h₁	63 kJ/kgK
spezifische Enthalpie Dampf aus Hochdruckdampfturbine (198°C, 15 bar)	h₂	2.776 kJ/kgK
spezifische Enthalpie Dampf am Turbineneintritt (1.575°C, 15 bar)	h₃	6.161 kJ/kgK

Berechnung der erforderlichen Dampfmenge
Bei Begrenzung der Temperatur in der Brennkammer auf 1.575°C lässt sich die Formel zur Berechnung der für den Prozess erforderlichen Dampfmenge aus der Energiebilanz der Brennkammer herleiten: ṁ_{D inj.} = (H_u·ṁ_B + ṁ_B·cp·t₁ + ṁ_O2·c_p·t₅ – ṁ_DRG·h₃ – ṁ_CO2·c_p·t₃)/(h₃ – h₂) = 213,4 kg/s
Berechnung der Leistung der Gasturbine
Stoffdaten von CO₂ und Dampf:

c_{p, CO2} 1150° 1,3150

κ_CO2 1150° 1,1730

c_{v, CO2} 1150° 1,1211

c_{p, D} 1150°C 2,5760

κ_D 1150°C 1,2200

c_{v, D} 1150°C 2,1115

ṁ_{Ges CO2}	77,9167 kg/s
ṁ_{Ges H2O}	247,1571 kg/s
ṁ_Ges	325,0738 kg/s
c_{p, Ges} = ṁ_CO2/ṁ_Ges·c_{p, CO2} + ṁ_D/ṁ_Ges·c_{p, D}	2,273752
c_{v, Ges} = ṁ_CO2/ṁ_Ges·c_{v, CO2} + ṁ_D/ṁ_Ges·c_{v, D}	1,874083
K_Ges = c_{p ges}/c_{v ges}	1,213261

Die Austrittstemperatur aus der Turbine ermittelt sich bezogen auf den Turbineneintritt bei 1848°K bei isentroper Entspannung des Arbeitsgases mit der Beziehung T_4ges = T_3Ges(p₄/p₃)^(κ-1/κ) mit 1.148°K bzw. 875°C.
Unter Berücksichtigung des isentropen Turbinenwirkungsgrades (im Berechnungsbeispiel angenommen mit η_iT = 90%) ermittelt sich die Turbinenleistung nach der Formel: P_{T polytrop} = η_iT·c_p ^Ges·(T₃ – T₄)·ṁ_Ges
Die Turbinenleistung beträgt im Berechnungsbeispiel 465.344 kW.
Berechnung der Leistung der Hochdruckdampfturbine

Die Leistung der Dampfturbine ermittelt sich aus der Differenz der Enthalpie des Hochdruckdampfes bei Eintritt in die Hochdruckdampfturbine und der Enthalpie am Turbinenaustritt auf dem Eingangsdruckniveau der STIG-Turbine. Leistung HDD-Turbine

h 540°C 200 bar		3.366,5 kJ/kg
h isentrop 198°C 15 bar		2.725,0 kJ/kg
h Polytrog 198°C 15 bar		2.776,3 kJ/kg
		641,5 kJ/kg
Menge Dampf		213,4 kg/s
isentroper Turbinenwirkungsgrad	η_i,DT	92,00%
Polytrope Turbinenleistung		125.939 kW

Berechnung des Leistungsbedarfs der Speisewasserpumpen
Der Leistungsbedarf der Speisewasserpumpen ermittelt sich nach der Formel: P_{el SP} = 1/(η_i,SP·η_el,SP)·(p_FD – p_Sp)/ρ_SW·ṁ_FD und beträgt im Berechnungsbeispiel 5.280 kW.
Berechnung des Leistungsbedarfs der CO₂-Verdichtung oder Verflüssigung

Grundlage der Berechnung ist ein Verflüssigungsdruck von 60 bar.

Temperatur des Gaseintritts	t_l	50°C
Eingangsdruck des Gases	p₁	1 bar
Druck nach Turboverdichter	ρ_TVD	60,00 bar
isentroper Turboverdichterwirkungsgrad	η_i,TVD	90,00%
spez. Wärmekapazität CO₂ bei 50°C	c_p	0,875 kJ/kgK
spez. Wärmekapazität CO₂ bei 457°C,	c_p	1,170 kJ/kgK
Isentropenexponent der CO₂ bei Mitteltemperatur 250°C	κ	1,233
Enthalpie CO₂ am Eintritt Turboverdichter	h₁ = c_pL·t₁	43,75 kJ/kg
Enthalpie CO₂ am Austritt Turboverdichter
h_TVD = h₁ + 1/η_i,VD·c_pL·(t_TVD + 273)·[(p2/p1)^(κ-1)/κ 534,1 kJ/kg
Austrittstemperatur aus dem Turboverdicher t₂	t_TVD = h_TVD/c_pl	457°C
CO₂-Menge		77,9167 kg/s
Leistungsbedarf CO₂-Verdichter	P_{el CO2Verd}	38.207 kW

Berechnung des Leistungsbedarfs der Luftzerlegungsanlage

Temperarur der Lufteintritt	t_l	15°C
Druck der Umbegung	p₁	1 bar
Druck nach Turboverdichter	p_TVD	6,00 bar
isentroper Turboverdichterwirkungsgrad	η_i,TVD	90,00%
spez. Wärmekapazität Luft bei 15°C	c_{p L}	kJ/kgK
spez. Wärmekapazität Luft bei 220°C,	c_{p L}	kJ/kgK
Isentropenexponent der Luft bei Mitteltemperatur 120°C	κ	1,395
Enthalpie Verbrennungsluft am Eintritt Turboverdichter	h₁ = c_pL·t₁	15,05 kJ/kg
Enthalpie Verbrennungsluft am Austritt Turboverdichter
h_TVD = h₁ + 1/η_i,vD·c_pL·(t_TVD + 273)·[(p₂/p₁)^(κ-1)/κ – 1]		232,7 kJ/kg
Austrittstemperatur aus dem Turboverdicher t₂	t_TVD = h_TVD/c_pl	226°C
Sauerstoffausbeute aus zugeführter Luft		95%
Sauerstoffbedarf des Verfahrens		86,6667 kg/s
Sauerstoffgehalt der Luft		0,23135 kg/kg Luft
Luftbedarf		394,3292 kg/s
Leistungsbedarf Luftverdichter brutto		85.811 kW
Energiegewinn Expansionsturbine	10%	8.581 kW
Leistungsbedarf Luftzerlegung		77.230 kW
Leistungsbedarf für die O₂-Verdichtung
Isentropenexponent der O₂ bei Mitteltemperatur 200°C κ	κ	1,378
O₂-Memge		86,6667 kg/s
Enthalpie O₂ am Eintritt Turboverdichter	h₁ = c_pL·t₁	4,59 kJ/kg
Enthalpie O₂ am Austritt Turboverdichter
h_TVD = h₁ + 1/η_i,VD·c_pL·(t_TVD + 273)·[(p2/p1)^(κ-1)/κ – 1]		339,2 kJ/kg
Austrittstemperatur aus dem Turboverdicher t₂	t_TVD = h_TVD/c_pl	345°C
Leistungsbedarf O₂-Verdichter	P_{Verd O2}	28.997 kW

Berechnung der elektrischen Leistung des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess
Die elektrische Leistung des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess ermittelt sich aus

– der Leistung der STIG-Turbine
– zuzüglich der Leistung der Hochdruckdampfturbine
– zuzüglich der Leistung der Expansionsturbine der Lufttrennungsanlage
– abzüglich der Verdichterleistung für Luft,
– abzüglich der Verdichterleistung für CO₂
– abzüglich der Verdichterleistung für O₂ und
– abzüglich der Leistungsaufnahme der Speisewasserpumpe

Unter der Annahme eines mechanischen Turbinenwirkungsgrades η_m = 99% und eines elektrischen Wirkungsgrades des Generators η_G = 99% ermittelt sich die elektrische Leistung des Verfahrens zur CO₂-Abscheidung im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess nach der Formel P_{el KoPro} = η_m·η_G·(P_{GT polytrop} + P_{HDDT pol} – P_{Verd Luft} – P_Verd
CO2 – P_{Verd O2}) – P_SP + P_{T exp.} und beträgt im Berechnungsbeispiel 430.385 kW.
Für den elektrischen Wirkungsgrad des kombinierten Prozesses gilt η_{el KoPro} = P_{el KoPro}/(ṁ_B·H_u)
Im Berechnungsbeispiel beträgt der elektrische Wirkungsgrad 40,3%
Energiebilanz des Abhitzedampfkessels
Die Überprüfung, dass die im Berechnungsbeispiel für die Hochdruckdampfturbine erforderliche Dampfmenge von 213,4 kg/s aus den vorhandenen Abwärmequellen regenerativ erzeugt werden kann, erfolgt in der Energiebilanz. Hierbei erfolgt die Wärmerückgewinnung im Abhitzedampfkessel für das Turbinenabgas, im Abhitzekessel für die verdichtete Luft und im Abhitzekessel für das verdichtete CO₂.

Die Enthalpie des Arbeitsgases beim Eintritt in den Abhitzedampfkessel H₄ (= Austritt aus der Gasturbine) lässt sich aus der Enthalpie des Arbeitsgases bei Eintritt in die Gasturbine abzüglich der polytropen Turbinenleistung ermitteln. Enthalpie beim Eintritt in die Gasturbine:

h_{3 D} = h_{D 1575°}	6.161,4 kJ/kg
H_{3 D} = h_{3 D 1575°}·ṁ_D		1.522.838,8 kW
h_{3 CO2} = h_{CO2 1575°}	2.142,0 kJ/kg
H_{3 RG} = h_{3 CO2 1575°}·ṁ_CO2		166.897,5 kW
H₃		1.689.736,3 kW
polytrope Turbinenleistung P_{T polytrop} = η_iT·c_pGes·(T₃ – T₄)·ṁ_ges		–465.344,1 kW
H_{4 polytrop} = H₃ – P_{T polytrop}		1.224.392,2 kW

Mit der Enthalpie am Austritt der Gasturbine H_{4 polytrop} lässt sich anhand der bekannten Zusammensetzung des Arbeitsgases mit 77,9 kg CO₂ und 247,2 kg H₂O die Temperatur am Gasturbinenaustritt mit rd. 970°C ermitteln. Die Enthalpie der beiden Gasbestandteile beträgt:

h_{4 D} = h_{D 970} 4.568,6 kJ/kg

H_{4 D} = h_{4 D 970°}·ṁ_D 1.129.162,0 kJ

h_{4 CO2} = c_{p CO''}·t₄ 1.222,2 kJ/kg

H_{4 CO2} = h_{4 CO2 970°}·ṁ_CO2 95.937,2 kJ

H_{4 ges} 1.224.392 kW
Wenn die Temperatur des zugeführten Speisewassers 100°C beträgt ist eine Auskühlung des Arbeitsgases im Abhitzedampfkessel auf ca. 120°C möglich.

Die Enthalpie H₅ des Arbeitsgases am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel beträgt:

h_{5 D} Enthalpie Dampf bei 120°C 1 bar	2.730,0 kJ/kg
h_{5 D} = h_{5 D}·ṁ_D		674.739 kW
h_{5 RG} Enthalpie Rauchgas bei 120°C 1 bar	113,0 kJ/kg
H_{5 CO2} = h_{5 CO2}·m_CO2		8.808 kW
H_{5 Ges}		683.547 kW

Die zur Erzeugung des Hochdruckdampfes genutzte Wärmemenge des Abgases errechnet sich aus der Differenz der Enthalpie H₄ am Eintritt des Abhitzedampfkessels und der Enthalpie H₅ am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel
ΔH = H₄ – H₅ und beträgt im Berechnungsbeispiel 540.845 kW

Energiebedarf Luftzerlegungsanlage		85.811 kW
Wärmerückgewinnung	60%	51.487 kW
Energiebedarf CO2-Verdichtung	38.207 kW
Wärmerückgewinnung	90%	34.386 kW
Enthalpie für Prozessdampferzeugung		626.718 kW

Mit der spezifischen Enthalpie des Speisewassers von 434,1 kJ/kg bei 100°C, 200 bar und der spezifischen Enthalpie des Hochdruckdampfes h 520°C, 200 bar von 3305,2 kJ/kg errechnet sich
die max. erzeugte Dampfmenge ṁ_D = 213,7 kg/s
Die für die Turbine im Berechnungsbeispiel benötigte Menge Hochdruckdampf von 213,4 kg/s kann in den Abhitzedampfkesseln bereitgestellt werden.
Nutzung der Abwärme aus dem Abhitzedampfkessel
Das Abgas ist beim Austritt aus dem Abhitzedampfkessel noch sehr energiereich. Es besteht im Berechnungsbeispiel aus 247,2 kg/s Wasserdampf und 77,9 kg/s CO₂. Die Enthalpie H₅ beträgt wie oben ermittelt 683.547 kW.
Dieser Energieinhalt des Abgases wird zunächst teilweise für die Erwärmung des Speisewassers im Entgaser genutzt. Im Berechnungsbeispiel errechnet sich die erforderliche Wärmemenge, um das Speisewasser von 35°C auf die Entgasungstemperatur von 100°C zu erhitzen, wie folgt:

h_{6 Kondensat} Enthalpie Wasser 35°C 162,0 kJ/kg

Enthalpie Speisewasser 100°C 434,1 kJ/kg

Δh Speisewasservorwärmung 272,1 kJ/kg

ΔH Speisewasservorwärmung = Δh·ṁ_{D inj.} 58.068 kW

h_{6 CO2} Enthalpie CO₂ 35°C		3,0 kJ/kg
h_{6 Gasfeuchte} Enthalpie Wasserdampf bei 35°C		2.566,0 kJ/kg
h_{6 Kondensat} Enthalpie kondensiertes Wasser 35°C		162,0 kJ/kg
Gasphase Enthalpie CO₂ Anteil des CO₂/H₂O Gemischs		240 kW
H_{6 Gasfeuchte} Enthalpie Wasserdampfanteil des CO₂/H₂O Gemischs		7.412 kW
H_{6 Kondensat} Enthalpie kondensiertes Wasser 35°C		39.572 kW
Abwärme gesamt H_{6 Ges}		47.223 kW

Die an das Wärmeversorgungsnetz übertragene Wärme errechnet sich wie folgt:

H₅ Abwärme am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel	683.547 kW
– ΔH Speisewassererwärmung im Entgaser	–58.068 kW
– H_Abwärme Abwärme	–47.223 kW
= H₆ Wärmemenge zur Abwärmenutzung	578.256 kW

Der thermische Wirkungsgrad des Verfahrens zur CO₂-Abscheidung im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess beträgt damit im Ausführungsbeispiel 2: η_therm = H₆/(ṁ_B·H_u) 54,1%
Der Gesamtwirkungsgrad des Verfahrens zur CO₂-Abscheidung im kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess beträgt im Berechnungsbeispiel 2: η_ges = η_el + η_therm = 40,4% + 54,1% = 94,5%
Das Energieflussdiagramm des Berechnungsbeispiels 2 ist in 11 dargestellt.
Berechnungsbeispiel 3: Berechnung des Kombinationsprozesses 2
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, und Niederdruckdampfturbinenprozess
Unter gleichen Bedingungen und Werten wie für das Berechnungsbeispiel 1 zum Basisprozess werden im Berechnungsbeispiel 3 die Wirkungsgrade bei Nutzung der Abwärme in einem Niederdruckdampfprozess (Statt der Nutzung in einem Heiznetz im Berechnungsbeispiel 1) ermittelt.
Die Nutzung in einem Niedertemperaturprozess empfiehlt sich, falls eine thermische Verwendung der Abwärme aus dem Abhitzedampfkessel nicht möglich ist. Durch den Niedertemperaturprozess wird zusätzlich elektrischer Energie erzeugt.

Die Leistung der Niederdruckdampfturbine ermittelt sich aus der Differenz der Enthalpie bei Eintritt in die Niederdruckdampfturbine und der Enthalpie am Austritt der Niederdruckdampfturbine auf dem Temperaturniveau des Kondensators. Werte Niederdruckdampfprozess

h₂ 32,9°C 0,9 bar	137,0 kJ/kg
h₃ 115°C 0,9 bar s = 7,42 kJ/kg K	2.707,0 kJ/kg
h₄ isentrop 32,9°C 0,05 bar s = 7,42 kJ/kgK x = 0,87	2.260,0 kJ/kg
h₄ Polytrop 198°C 32,9°C 0,05 bar s = 7,55 kJ/kgK x = 0,89	2.304,7 kJ/kg
Δh_pol	402,3 kJ/kg

Für den Niederdruckdampfprozess steht als Enthalpie für die Wärmemenge zur Abwärmenutzung H₆ = 621.267 kW zur Verfügung. Die Menge des erzeugten Prozessdampfes berechnet sich wie folgt: Menge Dampf ṁ_D = H₆/(h₃ – h₂) 237,62 kg/s

Mit diesen Werten wird nunmehr Leistung und Wirkungsgrad des Niederdruckdampfturbinenprozesses ermittelt. Leistung Niederdruckdampfturbine

Polytrope Turbinenleistung	P_T = mD·Δh_pol	95.595 kW
mechanischer Turbinenwirkungsgrad	η_m,T	99,00%
Generatorwirkungsgrad	η_G	99,00%
Elektrische Leistung Niederdruckdampfturbine	P_{el NDDT} = P_T·η_m,T·η_G	93.692 kW
Wirkungsgrad Niederdruckdampfprozess	η_NDDT = P_{etl NDDT}/H₆	15,34%
Wirkungsgradverbesserung Gesamtprozess	η_{elt NDDT} = P_{etl NDDT}/m_B·H_u	8,78%

Der elektrische Gesamtwirkungsgrad des Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im STIG-Prozess hat in Kombination mit einem Niederdruckdampfprozess im Berechnungsbeispiel 3 einen elektrischen Wirkungsgrad von: η_el
ges = η_{el STIGG} + η_{elt NDDT} = 37,0% + 87% = 45,7%
Das Energieflussdiagramm des Berechnungsbeispiels 3 ist in 12 dargestellt.
Berechnungsbeispiel 4: Berechnung des Kombinationsprozesses 3
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Niederdruckdampfturbinenprozess
Unter sonst gleichen Bedingungen und Werten wie im Berechnungsbeispiel 2 zum Kombinationsprozess 1, wird im Berechnungsbeispiel 4 die Nutzung der Abwärme aus dem Abhitzedampfkessel in einem Niederdruckdampfprozess berechnet (Statt der Nutzung in einem Heiznetz im Berechnungsbeispiel 2).
Die Nutzung in einem Niedertemperaturprozess empfiehlt sich, falls eine thermische Verwendung der Abwärme aus dem Abhitzedampfkessel nicht möglich ist. Durch den Niedertemperaturprozess wird zusätzlich elektrischer Energie erzeugt.

h₂ 32,9°C 0,9 bar	137,0 kJ/kg
h₃ 115°C 0,9 bar s = 7,42 kJ/kgK	2.707,0 kJ/kg
h₄ isentrop 32,9°C 0,05 bar s = 7,42 kJ/kgK x = 0,87	2.260,0 kJ/kg
h₄ Polytrop 198°C 32,9°C 0,05 bar s = 7,55 kJ/kgK x = 0,89	2.304,7 kJ/kg
Δh	402,3 kJ/kg

Für den Niederdruckdampfprozess steht als Enthalpie für die Wärmemenge zur Abwärmenutzung H₆ = 621.267 kW zur Verfügung. Die Menge des erzeugten Prozessdampfes berechnet sich wie folgt: Menge Dampf ṁ_D = H₆/(h₃ – h₂) 225,0 kg/s

Polytrope Turbinenleistung	P_T = mD·Δh_pol	90.518 kW
mechanischer Turbinenwirkungsgrad	η_m,T	99,00%
Generatorwirkungsgrad	n G	99,00%
Elektrische Leistung Niederdruckdampfturbine	P_{el NDDT} = P_T·η_m,T·η_G	88.717 kW
Wirkungsgrad Niederdruckdampfprozess	η_NDDT = P_{etl NDDT}/H₆	15,34%
Wirkungsgradverbesserung Gesamtprozess	η_{elt NDDT} = P_{etl NDDT}/m_B·H_u	8,31%

Der elektrische Gesamtwirkungsgrad des Verfahrens zum Abscheidung von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Niederdruckdampfturbinenprozess ermittelt sich aus dem elektrischen Wirkungsgrad des Kombinationsprozesses 1 und der Wirkungsgradsteigerung durch den Niederdruckdampfturbinenprozess: η_ges = η_{el koPro} + η_{elt NDDT} = 40,3% + 8,3% = 48,6%
Das Energieflussdiagramm des Berechnungsbeispiels 4 ist in 13 dargestellt.
Berechnungsbeispiel 5: Berechnung des Kombinationsprozesses 4
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, und ORC-Prozess
Unter sonst gleichen Bedingungen und Werten wie für das Berechnungsbeispiel 1 zum Basisprozess, werden im Berechnungsbeispiel 5 die Wirkungsgrade bei Nutzung der Abwärme in einem ORC-Prozess berechnet (Statt der Nutzung in einem Heiznetz im Ausführungsbeispiel 1).

Die zur Nutzung im ORC-Prozess nutzbare Wärmemenge H₆ berechnet sich analog zum Berechnungsbeispiel 1;

H₅ Abwärme am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel	718.265 kW
– ΔH Speisewasservorwärmung	–58.088 kW
– H₆ Abwärme	–49.491 kW
= P_therm Wärmeübertragung an den ORC-Prozess	610.685 kW

Bei dem mittleren Temperaturniveau der Wärmezufuhr von 100°C – bei Erreichen dieser Temperatur kondensiert der überwiegende Anteil des Wasserdampfes im Abgas aus – und Umgebungstemperatur von 15°C beträgt der Carnotfaktor 22,8%.
Bei diesen Bedingungen kann bei optimaler Anpassung von einem Wirkungsgrad von 18% für den ORC-Prozess ausgegangen werden. Damit ergibt sich als Leistung und Wirkungsgrad für das Gesamtverfahren:

P_{elt ORC}-Turbine 18% 109.923 kW

η_{elt orc} = P_{etl ORC}/ṁB·H_u 10,3%
Der elektrische Gesamtwirkungsgrad des Kombinationsprozesses 4 „Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und ORC-Prozess” wird als Summe des elektrischen Wirkungsgrades des Basisprozesses – Berechnungsbeispiel 1 – und dem Wirkungsgrad des ORC-Prozesses berechnet: η_{el ges} = η_{el STIGG} + η_{elt ORC} = 37,0% + 10,2% = 47,2%
Das Energieflussdiagramm des Berechnungsbeispiels 5 ist in 14 dargestellt.
Berechnungsbeispiel 6: Berechnung des Kombinationsprozesses 5
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und ORC-Prozess
Unter sonst gleichen Bedingungen und Werten wie im Berechnungsbeispiel 2 zum Kombinationsprozess 1, wird im Berechnungsbeispiel 6 die Nutzung der Abwärme aus dem Abhitzedampfkessel in einem ORC-Prozess berechnet (Statt der Nutzung in einem Heiznetz im Berechnungsbeispiel 2).

Die zur Nutzung im ORC-Prozess nutzbare Wärmemenge H₆ berechnet sich analog Berechnungsbeispiel 2;

H₅ Abwärme am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel	683.547 kW
– ΔH Speisewasservorwärmung	–58.068 kW
– H₆ Abwärme	–47.223 kW
= P_therm Wärmeübertragung an den ORC-Prozess	578.255 kW

Bei einem Carnotfaktor von 22,8% kann von einem Wirkungsgrad von 18% für den ORC-Prozess ausgegangen werden. Damit ergibt sich als Leistung und Wirkungsgrad für das Gesamtverfahren:

P_{elt ORC-Turbine} 18% 104.086 kW

η_{elt orc} = P_{etl ORC}/m_B·H_u 9,7%
Der elektrische Gesamtwirkungsgrad des Verfahrens zum Abscheidung von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und ORC-Prozess ermittelt sich für das Berechnungsbeispiel 6 aus dem elektrischen Wirkungsgrad des Kombinationsprozesses 1 und der Wirkungsgradsteigerung durch den ORC-Prozess: η_{el ges} = ηel koPro + η_{elt ORC} = 40,3% + 9,7% = 50,0%
Das Energieflussdiagramm des Berechnungsbeispiels 6 ist in 15 dargestellt.
Berechnungsbeispiel 7: Berechnung des Kombinationsprozesses 6
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, und Kalina-Prozess
Unter sonst gleichen Bedingungen und Werten wie für das Berechnungsbeispiel 1 zum Basisprozess, werden im Berechnungsbeispiel 7 die Wirkungsgrade bei Nutzung der Abwärme in einem Kalina-Prozess berechnet (Statt der Nutzung in einem Heiznetz im Ausführungsbeispiel 1).

Die zur Nutzung im Kalina-Prozess nutzbare Wärmemenge H6 berechnet sich analog Ausführungsbeispiel 1;

H₅ Abwärme am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel	718.265 kW
– ΔH Speisewasservorwärmung	–58.088 kW
– H₆ Abwärme	–49.491 kW
= P_therm Wärmeübertragung an den Kalina-Prozess	610.685 kW

Bei einem Carnotfaktor von 22,8% kann von einem Wirkungsgrad von 19% für den Kalina-Prozess ausgegangen werden. Damit ergibt sich als Leistung und Wirkungsgrad für das Gesamtverfahren:

P_{elt Kalina} 19% 116.030 kW

η_{elt orc} = P_{etl ORC}/m_B·H_u 10,8%
Der elektrische Gesamtwirkungsgrad des Kombinationsprozesses 7 „Verfahrens zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG- und Kalina-Prozess” wird als Summe des elektrischen Wirkungsgrades im Berechnungsbeispiel 1 zum Basisprozess und dem Wirkungsgrad des Kalina-Prozesses berechnet: η_{el ges} = η_{el STIGG} + η_{elt Kalina} = 37,0% + 10,8% = 47,8%
Das Energieflussdiagramm des Berechnungsbeispiels 7 ist in 16 dargestellt.
Berechnungsbeispiel 8: Berechnung des Kombinationsprozesses 7
Verfahren zum Abscheiden von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Kalina-Prozess
Unter sonst gleichen Bedingungen und Werten wie im Berechnungsbeispiel 2 zum Kombinationsprozess 1, wird im Berechnungsbeispiel 8 die Nutzung der Abwärme aus dem Abhitzedampfkessel in einem Kalina-Prozess berechnet (Statt der Nutzung in einem Heiznetz im Berechnungsbeispiel 2).

Die zur Nutzung im Kalina-Prozess nutzbare Wärmemenge H₆ berechnet sich analog Ausführungsbeispiel 2;

H₅ Abwärme am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel	683.547 kW
– ΔH Speisewasservorwärmung	–58.068 kW
– H₆ Abwärme	–47.223 kW
= P_therm Wärmeübertragung an den Kalina-Prozess	578.255 kW

Bei einem Carnotfaktor von 22,8% kann von einem Wirkungsgrad von 19% für den Kalina-Prozess ausgegangen werden. Damit ergibt sich als Leistung und Wirkungsgrad für das Gesamtverfahren:

P_{elt Kalina} 19% 104.086 kW

η_{elt Kalina} = P_{etl Kalina}/m_B·H_u 10,2%
Der elektrische Gesamtwirkungsgrad des Verfahrens zum Abscheidung von CO₂ im kombinierten STIG-, Hochdruckdampfturbinen- und Kalina-Prozess ermittelt sich aus dem elektrischen Wirkungsgrad des Kombinationsprozesses 1 und der Wirkungsgradsteigerung durch den Kalina-Prozess: ηel ges = η_{el STIGG} + η_elt
Kalina = 40,3% + 10,2% = 50,1%
Das Energieflussdiagramm des Berechnungsbeispiels 8 ist in 17 dargestellt.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Nicht-Patentliteratur

- H. Hansen, H. Linde Tieftemperaturtechnik, 2. Auflage 1985, S. 323 ff. [0006]
- Zahoransky, Energietechnik, 4. Auflage 2009, S. 158 [0079]

Claims

Verfahren zur CO₂ Abscheidung im STIG-Prozess dadurch gekennzeichnet, – dass die in einer Luftzerlegungsanlage nach weitgehender Abscheidung des Stickstoffanteils gewonnene Restluft zur Verbrennung im Gasturbinenprozess verwendet wird, – dass durch die Mischung des überhitzten Verbrennungsgases mit Wasserdampf ein für die Brennkammer und die Gasturbine werkstoffverträgliches Temperaturniveau eingehalten wird, – dass das Arbeitsgas in der Gasturbine im wesentlichen aus CO₂ und Wasserdampf besteht, – dass das Arbeitsgas nach Austritt aus der Gasturbine als Abgas in mehreren Stufen abgekühlt wird und dabei der im Abgas enthaltene Wasserdampf fast vollständig auskondensiert wird, – dass das Abgas nach dieser Kondensation des Dampfanteils im wesentlichen aus CO₂ besteht, – dass die Abwärme der Gasturbine zunächst in einem Abhitzedampfkessel zur Erzeugung des für das Verfahren benötigten Prozessdampfes genutzt wird, – dass die bei der Verdichtung der Luft für die Luftzerlegungsanlage abzuführende Wärme in einem Abhitzekessel bei der Erzeugung des Prozessdampfes mit genutzt wird und – dass die bei der Verdichtung des CO₂ abzuführende Wärme in einem Abhitzekessel bei der Erzeugung des Prozessdampfes mit genutzt wird – dass die nach dem Abhitzedampfkessel im Abgas enthaltene Abwärme in einem kondensierenden Wärmeübertrager genutzt und an ein Wärmeversorgungsnetz übertragen wird und – dass das nach dem kondensierenden Wärmeübertrager verbleibende, überwiegend aus CO₂ bestehende Restabgas zum Weitertransport in einen CO₂-Speicher hoch verdichtet oder verflüssigt wird.
Verfahren nach Anspruch 1 dadurch gekennzeichnet, dass Prozessdampf in dem Abhitzedampfkessel auf einem hohen Druckniveau erzeugt wird und der Prozessdampf vor Eintritt in den Gasturbinenprozess zunächst in einer Hochdruckdampfturbine entspannt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem Niederdruckdampfturbinenprozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem Niederdruckdampfturbinenprozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem ORC-Prozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem ORC-Prozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem Kalina-Prozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem Kalina-Prozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 oder 8, dadurch gekennzeichnet, dass als Primärenergie Festbrennstoff verwendet wird und der Festbrennstoff zunächst in einem Vergaser mit Dampfüberschuss (Wassergasgenerator) vergast wird und danach gasförmig zur Verbrennung in der Brennkammer geführt wird.
Verfahren nach Anspruch 9 dadurch gekennzeichnet, dass die Vergasung bei Überdruck auf dem Druckniveau des Turbineneingangsdrucks stattfindet.
Verfahren nach Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass zur Gasaufbereitung das im Vergaser erzeugte Wassergas zunächst in einem Wärmeübertrager einen Teil der latenten Wärme an den Festbrennstoff übertragen wird und das Wassergas danach in einem Fliehkraftstaubabscheider vorgereinigt und schließlich in einem Feinfilter (z. B. Elektrofilter) entstaubt und gereinigt wird.