DE102009049914A1

DE102009049914A1 - Kohlekraftwerks-Kombiprozess mit integrierter Methanolherstellung

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Publication number: DE102009049914A1
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Priority date: 2009-10-15
Filing date: 2009-10-15
Publication date: 2011-05-12
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Also published as: DE102009049914B4

Abstract

- KKW erbringen einen Großteil der elektrischen Energie, da Kohle der Energieträger ist, von dem die meisten Reserven vorhanden sind. - Als Ersatz für die Verwendung von Erdöl und Erdgas kann aus Kohle hergestelltes Methanol eingesetzt werden. - Der Nutzungsgrad der eingesetzten Primärenergie bei einem herkömmlichen KKW liegt bei maximal 45%. - Dies bedeutet, dass mehr als die Hälfte der eingesetzten Primärenergie verloren geht bzw. die Umwelt aufheizt und in Form von Abgasen belastet. - Die Ausgangsprodukte für die Kohlevergasung und für den Verbrennungsprozess in KKW sind die gleichen, nämlich Kohlenstoff und Wasser bzw. Wasserstoff. - Die Herstellungskosten von Methanol bestehen hauptsächlich aus Rohstoff- und Kapitalkosten. Der Rohstoffkostenanteil bei der Herstellung von Methanol aus Kohle beträgt ca. 38%. Da der Rohstoff Kohle in Kohlekraftwerken ohnehin vorhanden ist, sind die Rohstoffkosten für eine zusätzliche Herstellung von Methanol bei einem Kombinationsprozess aus KKW und Produktion von Methanol geringfügig. Anstelle der aufwändigen CO-Abtrennung bei zukünftigen KKW kann ein Kombinationsprozess aus Kohlevergasung und Methanolsynthese in Verbindung mit einer Kraftwerksanlage die Primärenergie besser nutzen und die Umweltbelastung verringern. Zudem sind bei einer Kombinationsanlage die Gesamtkosten geringer als beim Bau entsprechender separater Einzelanlagen. KKW = Kohlekraftwerk

Description

Diese Patentschrift beschreibt ein Verfahren, um in einem Kohlekraftwerk anstelle der üblicherweise angewandten CO₂-optimierten Verbrennung den Prozess der Kohlevergasung kombiniert mit der Methanol-Herstellung zu verwenden.
Die Kombination von beiden Verfahren ergibt Vorteile in Bezug auf die Energieausbeute, die Herstellungskosten, den Schadstoffausstoß und den Primärenergie Nutzungsgrad
Inhaltsverzeichnis

1. Anmerkungen zur derzeitigen Situation der Energiewirtschaft
1.1. Herausforderungen
1.2. Erforderliche Maßnahmen
1.3. Die Rolle des Wasserstoffs
1.4. Die CO₂-Belastung durch reine Kohlefeuerung
1.5. Der Zeitfaktor bei einer Umstellung des Energiesystems
1.6. Zukunftsaspekte
1.7. Die Abhängigkeit der Energiewirtschaft von Kohle- bzw. Öl- und Gasimporten
2. Die mögliche Rolle des Methanols in der Energiewirtschaft
2.1. Methanol aus Kohle
2.2. Reaktionen und Prozesse bei der Methanolherstellung
2.2.1. Grundreaktionen des Kohlenstoffs bei der Vergasung
2.2.2. Kohlevergasung als Vorstufe der Methanolherstellung
2.2.3. Temperaturabhängigkeit der Wassergasreaktion (CO + H₂)
2.2.4. Methanisierung von Kohle
2.3. Anforderungen an ein brauchbares Kohlevergasungsverfahren
2.3.1. Koppers-Totzek-Verfahren
2.3.2. Das HTW-Verfahren (Hochtemperatur-Winkler-Verfahren)
2.3.3. Schema der HTW-Vergasung von Braunkohle (1)
2.3.4. Das Koppers-Totzek-Flugstaub-Verfahren
2.3.5. Das MI-Kohlevergasungsverfahren
3. Die Methanolsynthese
3.1. Katalysatoren und Methanolherstellung
3.2. CO-Konvertierung
3.3. Die Niederdruck-Methanolsynthese (Lurgi-Verfahren)
3.4. Prinzipschema der Methanolsynthese (2)
3.5. Reaktionsbedingungen der Methanol-Synthese
3.6. Kostenvergleich der Methanolherstellung
4. Kohlekraftwerke in der Energieproduktion
4.1. Energieumwandlungen in fossil gefeuerten Kraftwerken
4.2. Aufbau und Funktion von Kohlekraftwerken
4.3. Die Untersysteme eines Kraftwerksblocks
4.4. Wirkungsgrad von Kohlekraftwerken
4.5. Zukünftige Bedeutung von Kohlekraftwerken
4.6. Dampfturbine: Clausius-Rankine-Prozess
4.7. Dampferzeugung und Kraftwerk
4.8. Spezifische Investitionskosten für Kraftwerke
4.9. Funktionsweise von Kohlekraftwerken
4.10. Der Energieumwandlungsprozess in Dampfkraftwerken
4.10.1. Feuerung
4.10.2. Dampferzeuger
4.10.3. Turbine-Kondensator
4.10.4. Generator
4.10.5. Stoff- bzw. Energieströme im Kraftwerksprozess
4.10.6. Schema der Stoff- und Energieströme im Kraftwerksprozess (3)
4.11. Der Verbrennungsvorgang
4.12. Wirbelschichtfeuerungen
4.13. Anlagen mit aufgeladener Wirbelschicht
4.14. Dampferzeugersysteme
4.14.1. Dampferzeuger-Wirkungsgrad
4.14.2. Methoden zur Erhöhung des thermischen Wirkungsgrades
4.14.3. Der Zwischenüberhitzer
4.15. Rauchgasbehandlung
4.15.1. CO₂-Problematik
4.15.2. Brennstoffumwandlung
4.16. Varianten des Dampf- und Gasturbinenprozesses
4.17. Kohleveredelung durch Kombiprozesse
5. Nutzungsbetrachtungen
5.1. Wirkungsgradvergleich für die FT- und Methanolsynthese
5.2. Vergleich der Herstellungskosten von Methanol M100 und Benzin
5.3. Wirkungsgrad eines Kraftwerksblocks
5.4. Verschlechterung des Kraftwerks-Wirkungsgrades durch geplante CO₂-Abtrennung
5.5. Wirkungsgradabhängigkeit der Umwandlung von Wärme in Arbeit
6. Quellenangaben

1. Anmerkungen zur derzeitigen Situation der Energiewirtschaft
1.1. Herausforderungen
Die europäische Energiebranche steht vor drei Herausforderungen: Zum einen muss sie ihren Beitrag zur Erfüllung ihrer Klimaschutzziele leisten. Zum anderen muss sie trotz Klimaschutzvorgaben Versorgungssicherheit für die Bürger Europas garantieren, auch bei einem tendenziell wachsenden Strombedarf. Zudem sind angesichts stark gestiegener Rohstoffpreise auch die ökonomischen Randbedingungen zu beachten. Energie muss für Industrie und Bevölkerung bezahlbar bleiben. [13]
Die Welt muss also nicht nur mit dem Ölproblem zurechtkommen, sie steht auch vor den Aufgaben, die heutigen Energiequellen durch neue zu ersetzen, und zwar durch Quellen, die eines Tages praktisch unbegrenzt genutzt werden können. Dabei geht es nicht um die Frage, ob die neuen Quellen erschlossen werden sollen, sondern darum, wie bald das geschehen muss und kann. Die Probleme entstehen durch das Energiesystem als Ganzes und müssen in ihrer Gesamtheit angegangen werden. [11]
1.2. Erforderliche Maßnahmen
Um das Energieproblem überhaupt beherrschbar zu machen, sind erhebliche Energieeinsparungen und eine aggressive Erschließung neuer Energiequellen erforderlich.
Das folgende Rechenbeispiel zum_Primärenergie-Weltverbrauch – bezogen auf das Jahr 1975 (IIASA-Studie 1978) mit (einschließlich nicht-kommerzieller Energieträger) 8,8 Terawattjahren pro Jahr (Twa/a) – verdeutlicht die Brisanz der aktuellen Situation.
Geht man von einem Durchschnitt des Pro-Kopf-Verbrauchs aus dem Jahr 1975 von 2 kWa/a aus, der konstant gehalten wird, so entspricht dies bei einer Weltbevölkerung von 8 Mrd. im Jahr 2030 einem jährlichen Energiebedarf von 16 TWa/a, bei einem Anstieg auf 3 kWa/a sind 24 Twa/a erforderlich und bei 5 kWa/a pro Kopf wären 40 Twa/a nötig. [11]
Die tatsächlichen im Jahr 2006 ermittelten Zahlen zeigen einen Primärenergieverbrauch weltweit von rund 10.878 Mio. t OE (Öleinheiten). Dies entspricht rund 16.500 Mio. t SKE (Steinkohleeinheiten). Umgerechnet ergibt dies 15,3 Twa/a. [14]
Damit wird deutlich, dass der Energieverbrauch in der jüngsten Vergangenheit dramatisch angestiegen ist. Etwa die Hälfte der gesamten bisher von unserer Zivilisation freigesetzten Energie wurde erst seit 1970 verbraucht. [10]
Eine Rückkehr zur Kohle erscheint vor diesem Hintergrund im Rahmen eines geeigneten Energiemixes notwendig.
Dieser Weg zur Kohle könnte aufgrund des Nutzungswirkungsgrades praktisch bedeuten: Kohlevergasung und Kohleverflüssigung. Dabei ist zwischen autothermischen und allothermischen Verfahren zu unterscheiden. Bei letzteren wird in erheblichem Umfang Energie von außen zugeführt, etwa als Prozesswärme eines HTR oder mit dem Wasserstoffgas einer Solaranlage. [11]
1.3. Die Rolle des Wasserstoffs
Wasserstoffgas erscheint wegen seines hohen Energiegehalts und seiner guten Speicherfähigkeit sehr viel versprechend. Durch Hydrierung von Kohle mit Wasserstoff aus Kernenergie- und Solaranlagen lassen sich Methangas, flüssiges Methanol oder andere synthetische Kohlenwasserstoffe erzeugen und dann als Sekundär-Energieträger relativ problemlos und umweltfreundlich einsetzen. Der modifizierte Kohlenstoff der Kohle wird dadurch als ”neue Kohle” – zum Energieträger im eigentlichen Sinne des Wortes, indem ihm durch allothermische Vergasung und Verflüssigung zusätzlich von außen Energie aufgeladen wird.
Die Kohle alleine kann in einer Welt mit hohem Energieverbrauch nicht die dominierende Energiequelle sein. Nur wenn die Kohlenstoff-Atome der Kohle als Vehikel für die Energie des Wasserstoffs benutzt werden und dieser aus anderen Quellen erzeugt werden kann – aus Kern- und Sonnenenergie –, wird die CO₂-Belastung auf absehbare Zeit in Grenzen bleiben. Der Weltvorrat an preisgünstigem Öl und Gas hat einen Umfang von ca. 400 Twa. Bei einem angenommenen durchschnittlichen Jahresverbrauch von 10 Twa würde dieser ”billige” Vorrat also theoretisch für 40 Jahre reichen. [11]
1.4. Die CO₂-Belastung durch reine Kohleverfeuerung
Ein Jahresverbrauch von 10 Twa fossiler Brenn- und Treibstoffe erscheint als obere Grenze für die Belastung der Atmosphäre durch CO₂.
Eine Verdoppelung des derzeitigen CO₂-Gehalts der Atmosphäre dagegen würde zu einer Temperaturerhöhung auf der Erdoberfläche von 1,5 bis 3°C führen.
Bis 2050 könnte so eine Temperaturerhöhung um 4°C erreicht werden bei einem Energieverbrauch von 50 Twa/a, der – nach Verbrauch der Gas- und Ölvorräte und unter Verzicht auf Kernkraft und Solarenergie – ausschließlich durch Kohle aufgebracht werden muss. Die atmosphärische CO₂-Konzentration würde dann ca. 800 ppm erreichen. [11]
1.5. Der Zeitfaktor bei einer Umstellung des Energiesystems
Die Durchsetzung von Änderungen auf dem Primärenergie-Markt erfolgt nach regelmäßigen Ersetzungs-Mustern, die sich in den historischen Daten über eine lange Zeitspanne nachweisen lassen.
Das heißt, einmal getroffene grundsätzliche Entscheidungen wirken sich erst nach Jahrzehnten im vollen Umfang aus, sei es nun positiv oder negativ. Im Welt-Energiesystem sind die Zeitkonstanten groß und die Zeitmaßstäbe weit gespannt.
Die IIASA-Szenarien bieten den großen Vorteil, uns unmittelbar mit den steigenden Anforderungen des Energiebedarfs zu konfrontieren. Die Härte und Erbarmungslosigkeit der Szenarien beruht weitgehend auf dem Fehlen einer echten, tief greifenden Umstellung auf eine ständig sich selbst erhaltende, praktische unerschöpfliche Energiequelle – etwa auf Kernenergie und Solarenergie – noch innerhalb des Zeitraums der Studie. [11]
1.6. Zukunftsaspekte
Da einfache Kohleverbrennung keine optimale Energieausnutzung bietet, sind neue Wege erforderlich. Für bessere Energieausbeute bietet sich die Umwandlung in flüssige Sekundärenergieträger an, insbesondere in Methanol, jedoch mit einem besseren Wirkungsgrad als den heutigen 25 bis 29%, und zwar durch Anlagerung von Wasserstoff unter Energiezufuhr von außen aus nicht-fossilen Quellen: durch allothermische Umwandlung mit exogener Energie. Solche fortschrittlichen Prozesse würden nur noch 1/3 der Kohle benötigen wie die derzeitigen autothermischen Verfahren. Das erzeugte Methanol würde seine Energie gleichermaßen vom Wasserstoff wie vom Kohlenstoff beziehen.
Ein beständiges Energiesystem der zweiten Hälfte des 21. Jahrhunderts müsste sich primärseitig, also auf der Seite der Einspeisung, gleichermaßen auf Kernkraft wie auf Solarenergie bzw. Windenergie stützen und sekundärseitig durch den universellen Einsatz von elektrischem Strom und Wasserstoffgas als die eigentlichen Energieträger geprägt sein.
Mittels allothermischer Verflüssigung und Vergasung, wobei Produkte entstehen, deren Energieinhalt bereits zur Hälfte aus Wasserstoff stammt, wird so das C-Atom zum H-Träger und erlaubt damit während der anstehenden Übergangsphasen die Weiterverwendung der bestehenden Versorgungs-Infrastruktur.
Die Schwierigkeiten beim direkten Einsatz des Wasserstoffs, resultierend aus seinen chemischen und physikalischen Eigenschaften wie Flüchtigkeit, chemische Aggressivität und Explosivität, werden durch ein Verfahren dieser Art ausgeschaltet. [11]
1.7. Die Abhängigkeit der Energiewirtschaft von Kohle- bzw. Öl- und Gasimporten
Deutschland deckt derzeit 97% seines Öl- und 84% seines Erdgasbedarfs durch Importe.
2. Die mögliche Rolle des Methanols in der Energiewirtschaft
Methanol hat gegenüber den herkömmlichen Brennstoffen auf Erdölbasis eine Reihe von Vorteilen, die seine Nachteile bei weitem aufwiegen.
Es ermöglicht zum einen eine größere Unabhängigkeit von diversen Unwägbarkeiten der Energieimporte. Es ist in der Verbrennung in jeder Hinsicht umweltfreundlicher als erdölbasierte Brennstoffe und kann diese sämtlich ersetzen, von Benzin über Diesel bis zum Heizöl. Es ist außerdem einfacher in der Handhabung als reiner Wasserstoff und kann daher als Trägermedium für Wasserstoff eingesetzt werden. Zudem könnte es einen wesentlichen Beitrag zur CO₂-Reduzierung leisten.
Methanol ist aktuell ein vielseitiger Chemierohstoff. In Zukunft wird sich Methanol auch auf dem Energiegebiet als ein äußerst interessanter und viel versprechender Rohstoff erweisen, wenn die Produktionsmenge genügend groß ist. So können bis zu 15% Methanol dem Benzin zugesetzt werden, aber was noch wichtiger ist, besonders ausgestattete Autos lassen sich mit reinem Methanol erfolgreich betreiben.
Dieselöl kann insbesondere in größeren Anlagen und Autos bis zu 80% durch Methanol ersetzt werden. Von besonderem Vorteil hat sich Methanol als Kraftstoff für Gasturbinen, als Heizmaterial für Kesselfeuerungen, zur Herstellung von reinem Wasserstoff (z. B. für Brennstoffzellen), von Methan, von Reduktionsgas für Hochöfen und auch zur Herstellung von Benzin erwiesen. [9]
2.1. Methanol aus Kohle
Die Methanolsynthese setzt lediglich ein billiges Synthesegas (CO + 2 Hz) voraus, das auf Basis von Steinkohle, Braunkohle, aber auch Holz, Holzabfällen, Torf, ja sogar Müll hergestellt werden kann.
Für 1 t Methanol benötigt man in integrierten Anlagen etwa 1,5 t Steinkohle (7000 kcal) bzw. 5,4 t Braunkohle (1900 kcal). [9]
Weltweit gesehen sind ca. 80% der Kohle, die einmal das einzige wirklich maßgebliche Ausgangsmaterial für den Chemie- und Energiesektor sein wird, in den nördlichen, hochindustrialisierten Ländern vorhanden.
Bei Einsatz von 2 Mio. t SKE kann man 1000 MW elektrischer Energie erzeugen, wenn die entsprechende Anlage mit einem Kapazitätsfaktor von 65% arbeitet. Sie erzeugt 5,7 Mrd. kWh/a. 5–7 Mio. t Kohle sind nötig für die Herstellung von 50 000 Barrel synthetischer Flüssigkeiten pro Tag oder 2,6 Mrd. Nm³ SNG p. a. Eine Lurgi-Anlage mit einem Durchsatz von 4,5 Mio. t/a und einer nachgeschalteten Methanisierung liefert ca. 2,2·10^9 Nm³ SNG. Durch Einkoppelung von HTR-Wärme könnten die Kosten bis zu 30% reduziert werden.
Methanol hat als Trägermedium folgende Vorteile:

– es kann aus Kohle hergestellt werden
– es hat einen Gefrierpunkt von knapp unterhalb –100°C und kann im praktischen Gebrauch nicht fest werden.

Untersuchungen haben ergeben, dass Methanol-Kohle-Pipeline-Systeme für alle Entfernungen ca. 35% weniger Kosten verursachen als die günstigsten Konkurrenz-Systeme der konventionellen Transportmöglichkeiten. Eventuell können auch bestehende Erdgasleitungen leicht auf Methanol umgestellt werden. [9]
2.2. Reaktionen und Prozesse bei der Methanolherstellung
Für die chemische Verarbeitung von Kohle nimmt die Vergasung durch autothermische Umsetzung mit Wasserdampf zu ”Wassergas” C + H₂O → CO + H₂ die Schlüsselposition ein. Wassergas ist die Wasserstoffquelle z. B. für die Kohlehydrierung zu flüssigen Produkten wie VK oder zu Methan durch Hydrovergasung.
Wassergas wird durch die ”Konvertierungsreaktion” CO + H₂O → CO₂ + H₂ von CO befreit, eine Reaktion, die gleichzeitig Wasserstoff liefert: CO + H₂ + H₂O → CO₂ + 2H₂.
Die Abtrennung von CO₂ wird durch eine der üblichen technischen Wüschen, z. B. mit Ethanolamin etc., ausgeführt.
Wassergas lässt sich auch durch Teilkonvertierung in Synthesegas CO + 2H₂ und schließlich in ”Spaltgas” CO + 3H₂ überführen, das heute hauptsächlich auf Methanbasis durch pyrolytische Spaltung mit Dampf in Gegenwart von Ni-Katalysatoren allothermisch produziert wird: CH₄ + H₂O → CO + 3H₂.
Bei der Kohlevergasung entstehen mit wenigen Ausnahmen die drei o. g. Kohlenoxid-Wasserstoff-Gemische immer in Mengenverhältnissen, die vom Vergasungsverfahren abhängig sind. Die gewünschten Gemischzusammensetzungen müssen dann durch das Konvertierungsverfahren eingestellt werden.
Die technischen Vergasungsverfahren werden derzeit noch ausschließlich autothermisch durchgeführt, d. h. die großen Wärmemengen für den endothermen Vergasungsprozess von ca. 31 kcal/mol werden durch Verbrennung von ca. 30% der Kohle mit reinem Sauerstoff im Vergasungsreaktor aufgebracht.

Die allothermischen Verfahren durch Einkopplung der Wärme von HTR sind schon weit entwickelt und würden bei ihrer technischen Einführung, insbesondere bei der reaktiveren Braunkohle, beachtliche Kohleersparnis mit sich bringen und die Sauerstoffanlage erübrigen. [9] 2.2.1. Grundreaktionen des Kohlenstoffs bei der Vergasung

– C + H₂O → CO + H₂	+119 kJ/mol
– C + CO₂ → 2CO	+162 kJ/mol
– C + 2H₂ → CH₄	–87 kJ/mol
– C + ½O₂ → CO	–123 kJ/mol
– C + O₂ → CO₂	–406 kJ/mol
– CO + H₂O → CO₂ + H₂	–42 kJ/mol
– CO + 3H₂ → CH₄ + H₂O	– 206 kJ/mol

Methanol kann als höchstkomprimiertes Synthesegas betrachtet werden. Bei seiner Herstellung aus Kohlenoxid-Wassergemischen, die nur abläuft, wenn gewisse Mengen CO₂ vorhanden sind, kann man folgende Reaktionen formulieren: Die stark exotherme Methanolsynthese auf Basis CO/H₂:

– CO + 2H₂ → CH₃OH –92 kJ/mol

Die etwa nur halb so stark exotherme Methanolsynthese auf Basis CO₂/H₂:

– CO₂ + 3H₂ ↔ CH₃OH + H₂O –50 kJ/mol

Die bei vorhandenem CO₂ erfolgende endotherme Rekonvertierungsreaktion:

– CO₂ + H₂ ↔ CO + H₂O +42 kJ/mol
Die Reaktionen 2. und 3. führen aus stöchiometrischen Gründen zur Wasserbildung, aber auch die Reaktion 1. ist durch Nebenreaktionen mit einer Wasserbildung verbunden. Die Wasserbildung bei Reaktion 1. kann niedrig gehalten werden, wenn man den CO₂-Gehalt im Synthesegas klein hält. Auf 1 kg Methanol gerechnet, werden bei der Reaktion 1.2870 kJ Wärme frei, bei Reaktion 2. 1570 kJ Wärme.
An Nebenreaktionen können eine Anzahl stark exothermer Umsetzungen ablaufen:

1. Die Methanbildung, die aber einen völlig anderen Katalysator benötigt, wenn sie zur Hauptreaktion werden soll:

– CO + 3H₂ ↔ CH₄ + H₂O

–205 kJ/mol

2. Die Boudouard-Reaktion:

– C + CO₂ ↔ 2CO

–172 kJ/mol

3. Die Fischer-Tropsch-Reaktion, die einen völlig anderen Katalysator benötigt:

– CO + 2H₂ ↔ -CH₂- + H₂O

–165 kJ/mol

Der neueste Katalysator der BASF, S-3-85 führt nicht nur zu einer höheren RZA (Raum-Zeit-Ausbeute), sondern auch zu einem reineren Roh-Methanol.
Mit dem neuen Kat S-3-85 erhielt man bei der BASF pro 1 Katalysator und Stunde 1,5 kg Methanol. Die zur Zeit für optimal angesehene Kapazität für Methanolanlagen betragt ca. 5000 tato, das entspricht ca. 1,6 Mio. jato (320 Arbeitstage p. a.). Zur Erreichung höherer Kapazitäten werden dementsprechend mehrere Module installiert. Ein Lurgi-Reaktor für 5000 tato ist 10 m hoch und hat 5 m Durchmesser. Für eine voll integrierte Methanolanlage auf Basis von Kohle als Rohstoff betragen die Reaktorkosten weniger als 1% der Gesamtkosten. Der eigentliche Syntheseteil samt der Kompressionsanlage erreicht kaum 10% der Anlagekosten.
(Anmerkung: tato = Tagestonnen, jato = Jahrestonnen)
Es zeigt sich, dass Methanol auf Basis billiger Kohle im Hinblick auf die gesamte Energiekette unter Berücksichtigung von Verlusten bei der Umformung, Speicherung, Verteilung etc. besser abschneidet als Synthesebenzine, die es beim Fahrzeugbetrieb als kostengünstigeres Einsatzprodukt übertrifft.
Die Verteilung der Herstellungskosten von Methanol zeigt deutlich, dass Kohle der billigste Rohstoff für die Methanolerzeugung ist. [9]
2.2.2. Kohlevergasung als Vorstufe der Methanolherstellung
Für die Kohlevergasung gibt es mehrere Verfahren:

– Festbettvergasung (Lurgi)
– Wirbelbettvergasung (Winkler)
– Flugstromvergasung (Koppers-Totzek)

Typ	Temperatur [°C]	Druck [bar]	Verhältnis O₂/Dampf [kg/kg]	Kohlenart	Verweilzeit	Produktgaszusammensetzung
Lurgi-Festbett	800–1200	1–100	1:8–1:4	Br.-St.-K.	10–30 min	H₂: 38–40% CO: 20–24% CO₂: 27–30% CH₄: 10–12%
Winkler-Wirbelbett	1000	1–30	1:2–1:4	Br.-, St.-K.	1–30 min	H₂: 35–45% CO: 30–40% CO₂: 13–25%
Koppers-Totzek	> 1400	1:40	2:1	St.-K.	< 0,1 sec	H₂: 30–34% CO: 55–58% CO₂: 10%

Kohleart	Wasser	flüchtige Bestandteile	Kohlenstoff	Wasserstoff	Sauerstoff
Hartbraunkohle	40–30	50–47	70–73	08.05.09	25–16
Anthrazit	< 1	< 12	> 91,5	< 3,75	< 2,5

Das Verhältnis von Kohlenstoffatomen zu Wasserstoffatomen liegt bei niedriginkohlten Steinkohlen um 1:1 und bei Anthraziten bis zu 2:1.
Für die Methanol-Synthese ist ein hoher CO-Gehalt erforderlich. Aus den Synthese-Gleichungen folgt, dass der Quotient (H₂ – CO₂)/(CO + CO₂) zwischen 2,0 und 2,2 liegen soll. Für die Niederdruck-Methanol-Synthese, die von besonderer wirtschaftlicher Bedeutung ist, muss der Schwefelgehalt des Synthesegases außerordentlich niedrig sein. Die gleichen Reinheitsanforderungen wie bei der Niederdruck-Methanol-Synthese gelten auch für die Oxosynthese und die Fischer-Tropsch-Synthese. 15]
2.2.3. Temperaturabhängigkeit der Wassergasreaktion (CO +112)
Da der Bildung des gasförmigen CO aus festem Kohlenstoff eine Sprengung der Kohlenstoffbindungen im Gitter vorausgeht, ist die Reaktionsenthalpie der Bildung von CO deutlich niedriger als die der weiteren Oxidation des CO zu CO₂.
Die Umsetzung des C mit CO₂ ist eine endotherme Reaktion, die mit einer Volumenvergrößerung verbunden ist, das heißt das Gleichgewicht verschiebt sich mit steigender Temperatur und fallendem Druck in Richtung des CO. Bei 400°C liegt das Gleichgewicht praktisch ganz auf der Seite des CO. Dementsprechend entsteht bei der Umsetzung von überschüssiger Kohle mit Luft oder Sauerstoff bei tiefer Temperatur vorwiegend CO₂, bei hohen Temperaturen dagegen vorwiegend CO.
Die Verbrennung der Kohle bei Sauerstoffüberschuss führt auch bei hohen Temperaturen praktisch nur zu CO₂.
Das vom Druck unabhängige ”Wassergasgleichgewicht”, dessen Gleichgewichtskonstante K = (CO₂)(H₂)/(CO)(H₂O) bei 830°C den Wert 1,0 besitzt, verschiebt sich mit steigender Temperatur zugunsten des CO und des Wasserdampfes, d. h. nach links, da es sich um eine exotherme Reaktion handelt.
In der Praxis bedeutet das, dass die Umsetzung von Kohle mit Wasserdampf bei relativ niedrigen Temperaturen in der Hauptsache zu CO und H₂ führt, während bei hohen Temperaturen (über 1000°C) CO₂ entsteht.
Das Wassergas-Gleichgewicht, auch als Konversion bezeichnet, stellt sich nur bei Temperaturen oberhalb 950–1000°C ohne vorhandene Katalysatoren mit hinreichender Geschwindigkeit ein. Bei der großtechnischen Konvertierung gelangen daher Katalysatoren zum Einsatz. Die Temperaturbereiche liegen bei der Hochtemperaturkonvertierung (Katalysator: Fe₂O₃/Cr₂O₃ oder Co/Mo) zwischen 300 und 600°C und bei der Tieftemperatur-Konvertierung (Katalysator: Cu) zwischen 180 und 270°C. Die Temperaturgrenzen werden nach oben durch die Temperaturbeständigkeit und nach unten durch die Abnahme der Aktivität der Katalysatoren bestimmt.
Die Berechnung des homogenen Gasgleichgewichts des Systems C, H₂O und O₂ (bei einem gewählten Verhältnis der Reaktanzahl) in Abhängigkeit von der Temperatur und vom Druck mit Hilfe der thermodynamischen Funktionen zeigt, dass der H₂- und CO-Gehalt in dem Gasgemisch bis ca. 900°C stark ansteigt und dann weitgehend konstant bleibt. Der CH₄- und CO₂-Anteil sinkt mit steigender Temperatur. Ein größerer Zusatz von Wasserdampf führt zu abnehmendem Methananteil, während der CO₂-Gehalt steigt. Mit wachsendem Druck erhöht sich der Methan-Gehalt zulasten der CO- und H₂-Konzentration.
Für die Praxis folgt daraus, dass sich oberhalb einer bestimmten Temperaturgrenze, die zwischen 900 und 1000°C liegt, der H₂- und CO-Gehalt bei weiter zunehmender Temperatur kaum verändert und dass daher bei hohen Temperaturen mit gleichmäßigerem Betrieb und weitgehender Unabhängigkeit von der Kohleart gerechnet werden kann. [5]
2.2.4. Methanisierung von Kohle
Die direkte Methanisierung von Kohle besteht aus den folgenden Verfahrensschritten:

– Vergasung eines Teils der Kohle mit Wasserdampf zu CO und H₂
– vollständige Konvertierung des CO mit H₂O zu H₂ und CO₂
– hydrierende Vergasung von Frischkohle mit Hilfe des erzeugten Wasserstoffs zu Methan.

Es ergibt sich der gleiche Gesamtprozess und die gleiche Enthalpiebilanz wie bei der Methanisierung von CO.

– C + H₂O ↔ CO + H₂ +118,4 kJ

– CO + H₂O ↔ H₂ + CO₂ –42,3 kJ

– C + 2H₂ ↔ CH₄ –87,4 kJ

Gesamt:

– 2C + 2H₂O ↔ CH₄ + CO₂ –11,3 kJ
Die Umsetzung von Kohle und Wasserdampf ist stark endotherm und läuft mit technisch nutzbarer Geschwindigkeit erst bei Temperaturen oberhalb 700°C ab. Da die Methanisierung von Kohle und CO unter Volumen-Kontraktion abläuft, wird die Lage des Gleichgewichts durch Erhöhung des Druckes zugunsten der Methanbildung verschoben. Durch einen Temperaturanstieg wird die Methanbildung dagegen zurückgedrängt. [5]
2.3. Anforderungen an ein brauchbares Kohlevergasungsverfahren
Die wichtigsten Anforderungen, die an ein technisch und wirtschaftlich brauchbares Kohlevergasungsverfahren zu stellen sind, lassen sich in fünf Punkten zusammenfassen:

– Art und Eigenschaft der Kohle sollten keine entscheidende Rolle spielen.
– Nebenprodukte, die hohen Aufwand für die Aufarbeitung erfordern oder schwierig zu vermarkten sind, sollten in nennenswerter Menge nicht entstehen.
– Umweltbelastung: Gasförmige oder flüssige Schadstoffe sollten in möglichst geringen Mengen anfallen und mit wirtschaftlich vertretbarem Aufwand zu beseitigen sein.
– Störanfälligkeit: Die Anlage sollte mit einem Minimum an Produktionsunterbrechungen arbeiten und eine möglichst einfache Handhabung der Feststoffe gestatten.
– Das Verfahren muss so wirtschaftlich arbeiten, dass das erzeugte Gas mit den aus anderen Rohstoffen erzeugten Gasen konkurrieren kann. [5]

2.3.1. Koppers-Totzek Verfahren
Bei diesem Verfahren zur Kohlevergasung in einem Flugstromreaktor wird der fein gemahlene, staubförmige Brennstoff von dem Vergasungsmittel im Gleichstrom in den Vergasungsraum getragen. Das Verfahren arbeitet unter Normaldruck.
Wegen der hohen Reaktionstemperatur stellt das Verfahren nur geringe Anforderungen an die physikalischen und chemischen Eigenschaften der Einsatzkohle. Der Brennstoff muss auf unter 0,1 mm Korngröße gemahlen werden, wobei eine gewisse Menge Überkorn zulässig ist. Die Trocknung mit inerten Rauchgasen und Mahlung der Kohle erfolgt in einem Arbeitsgang. Die heißen Rauchgase werden durch Verbrennung von Kohle gewonnen.
Zur Vergasung wird ein Reaktor benutzt, dessen Innenwände mit feuerfester Spezialmasse ausgekleidet sind. Die pulverisierte Kohle wird aus einem Einspeisebunker abgezogen und in Mischkammern gleichmäßig mit Sauerstoff und Wasserdampf vermischt; dieses Gemisch wird anschließend in den Reaktor eingeführt. Die Reaktionstemperatur, die zwischen 1500 und 1600°C liegt, ist abhängig vom Heizwert der Kohle und vom Verhältnis von Sauerstoff zu Wasserdampf. Die Ausströmungsgeschwindigkeit des Vergasungsgemisches aus der gekühlten Brennerdüse muss deutlich höher sein als die Flammengeschwindigkeit, damit die Flamme nicht in die Düse zurückschlägt.
Als Synthesegas werden Gasgemische unterschiedlicher Zusammensetzung bezeichnet, die in der chemischen Technik als Ausgangsmaterial für Synthesen sowie zur Herstellung von Wasserstoff (neben CO und CO₂) dienen. Sie bestehen überwiegend aus CO und H₂ in wechselndem Verhältnis. Schwefel ist für viele Katalysatoren ein Gift, das ihre Wirksamkeit blockiert. Auch CO₂ ist von Nachteil. [5]
2.3.2. Das HTW-Verfahren (Hochtemperatur-Winkler-Verfahren)
Der Winkler-Generator konventioneller Vergasungsanlagen arbeitet in der Wirbelschicht vorzugsweise mit besonders reaktiver Braunkohle (ca. 20% Wasseranteil) bei Temperaturen von 850–1100°C. Die Leistungen betragen bis zu 60 000 Nm³/h, entsprechend einem Kohledurchsatz von 35 t/h. Der CO-Gehalt des Gases ist mehr als doppelt so hoch wie beim Lurgi-Verfahren und muss für die Synthesegasherstellung konvertiert werden.
Um den Schlackenschmelzpunkt heraufzusetzen, wird der Kohle Kalk, Kalkstein oder Dolomit zugesetzt. Dies bringt gleichzeitig eine zusätzliche Entschwefelung des Produktgases mit sich. In bestimmten Fällen kann die Schlacke zur Zementherstellung verwendet werden.
In Anbetracht vieler Mrd. t Braunkohlevorräte in der BRD ist dieses Verfahren bedeutungsvoll. Vergasungs- und Gasgeschwindigkeit werden durch die höhere Temperatur erhöht. Reaktoren mit hoher Leistung haben im Vergleich zu früher relativ kleine Dimensionen.
Das Gas ist reich an CO und H₂, die Anlage besitzt große Flexibilität bezüglich Gaszusammensetzung und Rohgasleistung. Die Betriebssicherheit ist auch bei Ausfall der Kohlezufuhr gegeben. Die besonderen Vorteile des HTW-Verfahrens bestehen in der Erhöhung des C-Umsatzgrades von 90 auf 95% durch die Rückführung des aus der Wirbelschicht ausgetragenen feinen Staubes, der Erhöhung der Reaktionsgeschwindigkeit und der spezifischen Leistung durch die Anhebung des Druckes auf 10 bar und die Absenkung des Methangehaltes im Rohgas.
Zur Konvertierung verwendet man marktgängige, schwefelfeste Katalysatoren, die auch bei dem niedrigen Druck von 10 bar mit gutem Erfolg eingesetzt werden können. Die getrocknete Braunkohle (12% Wasser) mit einer Körnung von 0–6 mm wird durch Druckschleusen in den Vergaser eingebracht, der Sauerstoff wird auf verschiedenen Ebenen zugegeben. Die Temperatur in der Wirbelschicht beträgt ca. 800°C und in einer Nachvergasungszone bis 1100°C. Diese Temperaturerhöhung bewirkt eine erhebliche Verbesserung der Gasqualität und hat zur Bezeichnung ”HTW-Verfahren” geführt.
Im Gasvorkühler wird das Rohgas durch Wärmeaustausch auf 350°C abgekühlt. Der dabei anfallende Mitteldruck-Dampf wird als Prozessdampf in den Vergaser eingegeben. Das im Verhältnis CO:H₂ = 1,2:1 entstehende Gas wird auf CO:H₂ = 1:2,4 konvertiert. Zu diesem Zweck wird das Rohgas hinter dem Kühler in eine heißgehende Wasserwäsche geleitet, die eine Auswaschung der letzten Feststoffe und gleichzeitig eine Hufsättigung mit Wasserdampf für die Konvertierung bewirkt Nach der Abkühlung des Gases aus der Konvertierung wird es von 8 auf 37 bar verdichtet und einer einstufigen, nicht selektiven Rectisolwäsche unterworfen. [9]
2.3.3 Schema der HTW-Vergasung von Braunkohle (Fig. 1) [9]

(siehe 1)

2.3.4. Das Koppers-Totzek-Flugstaub-Verfahren
Es handelt sich hier um ein autothermisches Gleichstrom-Normaldruck-Vergasungsverfahren, das für alle Kohlesorten geeignet ist. Die Kohle wird auf eine Körnung von 0,09 mm gepulvert und mit einer Förderschnecke einem Mischtopf zugeführt, dort von einem Sauerstoff-Dampfstrom aufgenommen und in die Brennerköpfe des Vergasers eingeblasen, wo die Umsetzung in ca. 1 s stattfindet.
Bei 4 Brennerköpfen hat der Vergasungsraum 56 m³ und einen Kohledurchsatz von 35 t mit einer Leistung von 55 000 Nm³/h.
Die Kohlevergasung im Eisenbad (Molten-Iron-Prozess)
Der Vergaser besteht aus einem feuerfest ausgemauerten Reaktor, in dem sich das flüssige Eisen befindet. In dieses werden durch Spezialdüsen Kohle und Kalk fein zerkleinert mit einem Fördergas (2) eingeblasen. Gleichzeitig werden Sauerstoff und Wasserdampf und wenn nötig Luft oder CO₂ zugegeben. Es wird dabei ein hochwertiges Gas gebildet, das fast nur aus CO und H₂ besteht und weniger als 20 ppm Schwefel enthält.
Der Molten-Iron-Prozess beruht auf der Auslösung des Kohlenstoffes im flüssigen Eisen und seiner anschließenden Reaktion mit Wasserdampf und Sauerstoff.
Es können alle Kohlesorten unabhängig von ihren Eigenschaften verarbeitet werden. Aufgrund der günstigen Zusammensetzung des Gases von ca. 66% CO und 30% H₂ und weniger als 20 ppm Schwefel kann das Gas sofort nach Abtrennung von Staub als Reduktionsgas für die Eisenindustrie, für die Befeuerung von Gasturbinen etc. eingesetzt werden. Der Kohlenstoff-Umsetzungsgrad liegt bei 98%, der thermische Wirkungsgrad bei 80%. Die Leistung eines Reaktors industrieller Größenordnung kann mit 200 008–300 000 Nm³ Gas pro Stunde angenommen werden. [9]
2.3.5. Das MI-Kohlevergasungsverfahren
Das Texaco-Vergasungsverfahren unter Druck in der Ruhrchemie/Ruhrkohle-Variante war ursprünglich für die Vergasung von schweren Ölrückständen, aber auch Rohöl, mit Sauerstoff und Wasserdampf unter Druck zur Wasserstoff- und auch Synthesegasherstellung ausgearbeitet worden. Es wird heute versuchsweise mit einer Kohle-Wasser-Suspension, die bis zu 70% Kohle enthält und gut pumpbar ist, betrieben. Die Anlage der Ruhrchemie/Ruhrkohle-Variante hat eine hohe Kapazität, ist für alle Kohlen geeignet und liefert wegen der hohen Betriebstemperatur von 1400–1500°C ein Gas mit wenigen inerten Bestandteilen. Im Konverter können auch die nach dem IG-Neu-Kohle-Hydrierverfahren anfallenden Rückstände mit Erfolg vergast werden und dadurch bis zu ca. 40% des Hydrierwasserstoffs beisteuern. Die Suspension in Wasser erspart die vorherige Kohletrocknung und führt gleichzeitig einen Teil des Vergasungsmittels mit ein. Die Schlacke wird flüssig abgezogen und in einem Wasserbad granuliert. Der Vergasungs-Wirkungsgrad, gegeben durch den Quotienten des H_u-Wertes des Synthesegases zum H_u-Wert der Einsatzkohle, beträgt 74% (inkl. Dampfherstellung). [9]
3. Die Methanolsynthese
3.1. Katalysatoren und Methanolherstellung
Die Katalysatoren können in drei Kategorien aufgeteilt werden:

– Hochtemperatur-Katalysatoren aus chrom-aktiviertem Eisenoxid, die bei Temperaturen von 300–600°C Anwendung finden. Sie erfordern ein entschwefeltes Einsatzgas.
– Tieftemperatur-Katalysatoren, welche Kupferoxid bzw. Cu und Zinkoxid enthalten und von 180–270°C eingesetzt werden. Sie sind hochwirksam, aber sehr schwefel- und chloridempfindlich.
– Schwefelfeste Kobalt-/Molybdän-Katalysatoren für die Konvertierung von CO in schwefelhaltigen Gasen.

Die Methanolherstellung erfolgt fast ausschließlich durch katalytische Umsetzung von Kohlenoxiden mit Wasserstoff. Die Umsetzungsreaktionen sind exotherm und verlaufen unter erheblicher Volumenkontraktion. Die Umsetzung wird daher durch hohen Druck und niedrige Temperatur begünstigt.

– CO + 2H₂ ↔ CH₃OH -90,8 kJ

– CO₂ + 3H₂ ↔ CH₃OH + H₂O –49,6 kJ
Auf das Volumen bezogen sollen auf 1 Mol CO 2 Mol H₂ und auf 1 Mol CO₂ 3 Mol H₂ entfallen. Während bei der Dampfspaltung von gasförmigen Kohlenwasserstoffen wegen des hohen H/C-Verhältnisses in einigen Fällen kohlenstoffhaltige Gase, meist CO₂, zugegeben werden, muss bei der Vergasung von Kohle das CO zum überwiegenden Teil aus dem Synthesegas entfernt werden.
Aus 1,54 t Rohkohle werden 1 t Methanol gewonnen.
Für die Hochdrucksynthese des Methanols, die bei 250–350 bar durchgeführt wird, haben sich mit Chromoxidzusätzen aktivierte Zinkoxid-Katalysatoren durchgesetzt. Der Chromoxidgehalt liegt zwischen 10 und 30%. Im Vergleich zu den in der Niederdrucksynthese eingesetzten Cu-Katalysatoren benötigen die Zinkoxid-Katalysatoren höhere Temperaturen von ca. 300–400°C. Sie haben aber den Vorteil der wesentlich höheren Unempfindlichkeit gegen Schwefel.
Bei den Niederdruckverfahren gelangt ein hochaktiver Katalysator auf Cu-Basis zum Einsatz, dessen optimale Wirksamkeit im Bereich von 220–270°C liegt. Es genügen schon Synthesedrücke von 40–100 bar. [5]
3.2. CO-Konvertierung
Für eine Reihe technischer Prozesse ist eine teilweise oder vollständige Umwandlung des im Rohgas enthaltenen CO entweder aufgrund der Stöchiometrie der Reaktion oder zur Vermeidung der Vergiftung des Katalysators erforderlich. Die Einstellung des gewünschten CO-Gehaltes erfolgt durch Konversion mit Wasserdampf

- CO + H₂O ↔ H₂ + CO₂ –42,3 kJ
Die Reaktion ist exotherm, die Wasserstoffbildung wird demgemäß durch niedrige Temperatur begünstigt. Ohne Katalysatoren stellt sich das druckunabhängige Wassergas-Gleichgewicht erst bei Temperaturen aber 950°C mit ausreichender Geschwindigkeit ein. Großtechnisch erfolgt die Konversion bei Wasserdampf-Überschuss (H₂O/CO-Verhältnis = 2–4) in einem Kreislauf über Befeuchter und Entfeuchter unter Anwendung von Katalysatoren. [5]
3.3. Die Niederdruck-Methanol-Synthese (Lurgi-Verfahren)
Die sogenannte Niederdruck-Methanol-Synthese heißt auch Niedertemperatursynthese, weil hier bei 50 bar und etwa 250°C produziert wird. Das Kupfer liegt im Katalysator als Metall vor und die Tamann-Temperatur, bei der eine beginnende Beweglichkeit im Kristallgitter festgestellt werden kann, liegt bei 190°C; oberhalb 270°C beginnt eine schnelle Rekristallisation des Kupfers mit deutlicher Alterung und Aktivitätsverlust.
Die Temperaturhaltung in den Reaktoren ist deshalb wichtig. Die Wärmeabfuhr wird gewährleistet durch den Einsatz des Siederohrreaktors von Lurgi. Der Katalysator befindet sich dabei in Röhren, die in ihrer ganzen Länge von siedendem Wasser umspült werden. Das Wasser wird über einen oberhalb des Reaktors angebrachten Dampfkessel, einer sog. Dampftrommel, zirkuliert. Die Temperaturhaltung geschieht durch ein Dampfdruckventil, das so eingestellt ist, dass sich ein Druck ergibt, der der Solltemperatur im Reaktor entspricht. Wenn das Speisewasser dieses Systems auf 42 bar eingestellt ist, erhält man auf 1 t produziertes Methanol 1,4 t Dampf von 42 bar. Der abgehende Dampf wird in einem Überhitzer auf 380°C gebracht und in eine Dampfturbine eingespeist, die den Kreislaufkompressor der Anlage betreibt. Der Niederdruckdampf aus dieser Turbine wird für die Methanoldestillation verwendet. Der Durchmesser der Rohre, die den Katalysator beinhalten, ist so bemessen, dass zwischen der Druckwassertemperatur und der Maximaltemperatur im Katalysator eine Differenz von weniger als 10°C besteht und es liegen auch unter extremen Bedingungen fast isotherme Verhältnisse vor, was für zu erwartende Mammutanlagen von besonderer Bedeutung ist. Die Methanolsynthese, die praktisch das gleiche Ausgangsgas verwendet wie die FT-Synthese, hat den Vorteil einer etwa 20-mal höheren Raumzeitausbeute unter Bildung eines einheitlichen Reaktionsprodukts.
3.4. Prinzipschema der Methanolsynthese (Fig. 2) [9]

(siehe 2)

3.5 Reaktionsbedingungen der Methanol-Synthese: [5]

Verfahren	Druck [bar]	Katalysator	Reaktor
Lurgi	40–50	Cu/Zn/Cr	Röhrenreaktor
ICI	50–100	Cu/Zn/Cr	Quenchreaktor
Nissui-Topsoe	100–200	Cu/Zn/Cr	Quenchreaktor
Mitsubishi-Gas	110–300	Cu/Zn/Cr	Kühlschlangenreaktor
UK-Wesseling	300	ZnO/Cr₂O₃	Quenchreaktor
BASF	300–350

3.6. Kostenvergleich der Methanolherstellung [9]

Ausgangsprodukt	Importkohle	Schweröl	Erdgas
Methanolkosten EUR/GJ H	18	16	11
Betriebskosten	31%	9%	13%
Kapitalkosten	31%	26%	25%
Rohstoffkosten	38%	65%	62%

4. Kohlekraftwerke in der Energieproduktion
Das Patent knüpft an die bestehende Energieproduktion durch Kohlekraftwerke sowie unter 2. aufgezeigten Vorteile der Methanolgewinnung an.
Kohlekraftwerke stellen einen erheblichen Anteil an elektrischer Energie in Deutschland bereit. So beträgt der Anteil an Steinkohle an der Stromproduktion ca. 23%, der an Braunkohle ca. 26%. Insgesamt wird somit fast die Hälfte der Stromproduktion in Deutschland aus Kohle erzeugt.
Im Jahre 2003 betrug das gesamte Stromaufkommen in Deutschland 643 TWh. Abzüglich eines Eigenverbrauchs der Kraftwerke von 37 TWh und Netzverlusten von 25 TWh ergab sich ein Nettoaufkommen von 581 Twh. [13]
4.1. Energieumwandlungen in fossil gefeuerten Kraftwerken
Zunächst wird Energie in Form von chemisch gebundener Energie, nämlich als Brennstoff/Luftgemisch, der Feuerung zugeführt. In der Feuerungs-Anlage findet eine chemische Reaktion statt: Der Brennstoff und der Sauerstoff der Luft reagieren miteinander und es entstehen heiße Rauchgase. Im Dampferzeuger wird der größte Teil der Rauchgaswärme dazu verwendet, hochgespannten Dampf zu erzeugen und zu überhitzen. Die Energie des Dampfes – seine Enthalpie – wird in der Turbine in mechanische Rotationsenergie umgesetzt. Diese wird schließlich im Generator in elektrische Energie umgewandelt. Der entspannte Dampf aus der Turbine wird einem Kühlsystem zugeführt, dort durch Wärmeentzug kondensiert und schließlich in flüssiger Phase wieder dem Dampferzeuger als Speisewasser zugeführt.
Bei dem skizzierten Dampfkraftprozess können sechs Energiearten unterschieden werden:

– die chemische Energie des Brennstoffs
– die Wärmeenergie der Rauchgase
– die Energie des hochgespannten Dampfes
– die mechanische Energie an der Turbinenwelle
– die elektrische Energie aus dem Generator
– die an die Umgebung abgegebene Kondensationswärme (Verlustwärme) [10]

4.2. Aufbau und Funktion von Kohlekraftwerken
Kohlekraftwerke sind Wärmekraftwerke zur Elektrizitäts- und ggf. Wärmeerzeugung, bei denen die zur Dampferzeugung notwendige thermische Energie durch Verbrennen von Stein- und Braunkohle gewonnen wird. Konventionelle KKW bestehen im Wesentlichen aus Dampferzeuger, Kohlemahlanlage und Maschinenhaus mit Turbine und Generator, den Rauchgasreinigungsanlagen (Entschwefelungs-, Entstickungs- und Entstaubungsanlagen), meist einem Kühlturm sowie den Rohstofflagern (Kohlebunker).
Die Art der Verbrennung ist unterschiedlich und hängt insbesondere von der Kohleart und -Qualität ab. In Großkraftwerken wird vorwiegend die Staubfeuerung verwendet (Trockenfeuerung, Schmelzfeuerung). Bei dieser wird der Kohlenstaub mit der Verbrennungsluft in den Brennraum eingeblasen und bei Temperaturen zwischen 1100°C und 1500°C verbrannt. Bei der Trockenfeuerung fällt die Asche staubförmig an und wird durch Elektrofilter aus dem Rauchgas entfernt. Bei der Schmelzfeuerung wird die Asche durch die sehr hohen Temperaturen verflüssigt und durch Abkühlung als granulierte Schlacke unter dem Dampfkessel abgezogen.
Die gewonnene thermische Energie wird von den heißen Rauchgasen an den Wasser-Dampf-Kreislauf übertragen.
Zunehmendes Interesse findet die Wirbelschichtfeuerung, bei der gebrochene Kohle durch aufwärts gerichtete starke Luftströme über einem Düsenboden (Wirbelbett) in einen Schwebezustand versetzt wird und so ähnlich wie kochendes Wasser darin wallt. Durch die ständige Bewegung der Kohlepartikel und deren lange Verweildauer im Brennraum erfolgt die Verbrennung bereits bei Temperaturen um 850°C. Dadurch ergibt sich eine Senkung der Stickoxidbildung unterhalb der vorgeschriebenen Grenzwerte, so dass KKW mit Wirbelschichtfeuerung keine Entstickungsanlagen benötigen. Da außerdem durch Zugabe von Kalk zur Kohle eine direkte Entschwefelung der Rauchgase möglich ist, entfallen auch zusätzliche Entschwefelungsanlagen.
Hauptnachteil der Wirbelschichtfeuerung ist jedoch deren begrenzte Brennraumgrundfläche. Die stationäre Wirbelschichtfeuerung von herkömmlichen Kohlekraftwerken ist daher auf eine Leistung von einigen MW beschränkt. Eine Weiterentwicklung ist die zirkulierende Wirbelschichtfeuerung:
Die mit dem Rauchgas mitgerissenen noch brennbaren Kohlepartikel werden über Zyklone ausgetragen und wieder der Verbrennung zugeführt. Mit der Wirbelschichtfeuerung unter Druck (druckaufgeladene Wirbelschichtfeuerung) erhofft man sich weitere Fortschritte.
Während die Rauchgasreinigungsanlagen eine Entstaubung, Entstickung und Entschwefelung der Rauchgase erlauben, gibt es bisher noch keine großtechnische Möglichkeit, das bei der Verbrennung der Kohle anfallende Kohlendioxid abzuscheiden, das als Hauptursache für den Treibhauseffekt angesehen wird. Die Erzeugung von 1 kWh Elektrizität führt zu einer Emission von ca. 1 kg CO₂. Zur Erzeugung von 1 kWh Strom werden 0,35–0,6 kg Steinkohle oder 1,2–2,5 kg Braunkohle benötigt. [15]
4.3. Die Untersysteme eines Kraftwerksblocks

– Brennstoffaufbereitung und Feuerung
– Dampferzeugung
– Turbogruppe (Turbine und Generator)
– Wasserkreis
– Umweltschutzeinrichtungen (Staubfilter, REA und DeNOx-Anlage)
– Leittechnik (Regelungen und Steuerungen)
– Elektrotechnik [10]

4.4. Wirkungsgrad von Kohlekraftwerken
Der durchschnittliche Wirkungsgrad von Kohlekraftwerken in Deutschland liegt zur Zeit bei nur 38% und damit 8% über dem Durchschnitt des Weltniveaus. D. h. 2/3 der bei Kohlekraftwerken eingesetzten Energie gehen in Form von Wärme und Abgasen verloren bzw. fördern die Klimaerwärmung und die Luftverschmutzung. [16]
Der Wirkungsgrad von Wärme-Kraft-Maschinen, der sogenannte Carnot-Wirkungsgrad, ergibt sich aus der Temperaturdifferenz zwischen der höchsten und der niedrigsten Arbeitstemperatur, dividiert durch die höchste Arbeitstemperatur. Davon entfällt wiederum nur ein Teil auf den elektrischen Wirkungsgrad, nämlich etwa 1/3. Der Rest entfällt auf Wärmeenergie, die entweder weiter genutzt wird in Form von Heizenergie oder als Prozesswärme für industrielle Prozesse oder ungenutzt an die Atmosphäre abgegeben wird.
Ein großer Teil des vorhandenen Kraftwerksparks muss in den nächsten Jahren bzw. Jahrzehnten ersetzt werden. Wirkungsgrad-Verbesserungen werden dabei angestrebt, die den (elektrischen) Wirkungsgrad auf bis zu 50% anheben sollen. Das bedeutet jedoch (unter dem Strich), dass immer noch die Hälfte der eingesetzten Energie verloren geht.
4.5. Zukünftige Bedeutung von Kohlekraftwerken
Kohlekraftwerke werden mittelfristig weiterhin einen erheblichen Anteil der Strom- bzw. Energieproduktion übernehmen, da es noch einige Jahrzehnte dauern wird, bis erneuerbare Energien in genügendem Umfang den Energiebedarf abdecken können.
4.6. Dampfturbine: Clansius-Rankine-Prozess
Zur Überhitzung des trocken gesättigten Dampfes ist die zusätzliche Wärmemenge x notwendig. Im Prozessverlauf werden folgende Zustandsänderungen des Arbeitsmittels vorgenommen:

– Isentrope Verdichtung in der flüssigen Phase
– Isobare Wärmezufuhr (Vorwärmung, Verdampfung und Überhitzung)
– Isentrope Expansion
– Isobare Wärmeabfuhr und Kondensation

Um bei vorgegebener Temperatur den besten Wirkungsgrad für die Umwandlung von Wärme in mechanische Arbeit zu erzielen, muss der technische Kreisprozess an den Carnot-Prozess angenähert werden. Dafür gibt es folgende Möglichkeiten:

– Erhöhung des Frischdampfzustandes
– Zwischenüberhitzung
– regenerative Speisewasservorwärmung
– Senkung des Kondensationsdrucks

Dem Anheben der Frischdampftemperatur sind durch die Festigkeitseigenschaften der verfügbaren Werkstoffe Grenzen gesetzt. Zur Zeit sind bei den üblichen Dampfdrücken von ca. 250 bar Temperaturen bis 650°C erprobt. Bei Materialtemperaturen über ca. 570°C sind für Teile des Dampferzeugers, der Turbine und der verbindenden Rohrleitungen austenitische Werkstoffe erforderlich.
Das Steigern des Frischdampfdrucks ist über gewisse Grenzen hinaus nur mit Anwendung der ein- oder mehrfachen Zwischenüberhitzung sinnvoll, da sonst die Dampfnässe hinter der Turbine zu groß wird.
Die Zwischenüberhitzung ist ein an den Hochdruckprozess angeschlossener Teilprozess. Dabei wird das Arbeitsmittel nach einer Teilentspannung in der Hochdruckturbine zum Dampferzeuger zurückgeführt und im Zwischen-Überhitzer (ZÜ) wieder auf etwa gleiche Temperatur wie der Hochdruckdampf erhitzt. Eine Erhöhung des thermischen Wirkungsgrades ist dann erreichbar, wenn die mittlere Temperatur der Wärmezufuhr für den Teilprozess über der des Hauptprozesses liegt.
Die regenerative Speisewasservorwärmung nähert den Clausius-Rankine-Prozess dem Carnot-Prozess dadurch an, dass das Speisewasser durch prozessinternen Wärmeaustausch auf eine wesentlich über der Kondensationstemperatur des im Kondensator niedergeschlagenen Dampfes liegende Temperatur aufgeheizt werden kann. Dies kann durch regenerativen Wärmeaustausch zwischen dem Speisewasser und Anzapfdampf aus der Turbine geschehen. Dabei werden aus der Turbine an verschiedenen Stellen jeweils geringe Dampfströme entnommen. In Mischvorwärmern wird die Kondensationswärme dieser Dampfströme genutzt, um das Speisewasser aufzuheizen. Durch diese Wärmeverschiebung wird der Prozess formal einem Carnot-Prozess angeglichen. Bei vorgegebenem Kondensatordruck und gleich bleibender Leistung der Turbine ist die in den Kondensator strömende Abdampfmenge und damit auch die an die Umgebung abgegebene Verlustwärme geringer. [10]
4.7. Dampferzeugung und Kraftwerk
Der Ausstieg aus der Kernenergie sowie der verstärkte Bedarf an Regelenergie zum Ausgleich von Lastschwankungen wird die Bedeutung der Steinkohle in der Grund- und Mittellast zukünftig verstärken. Insbesondere ist durch den zunehmenden Ausbau von Windkraftleistung auch eine neue Größenordnung von auszugleichenden Schwankungen erreicht worden.
45 Mio. t SKE, das sind rund 70% des gesamten Steinkohlebedarfs Deutschlands pro Jahr, werden in der Energiewirtschaft eingesetzt.
Die Kohleverbrennung erfolgt überstöchiometrisch mit Luft-Brennstoff-Verhältnissen oberhalb von 9:1, weil u. a. die Brennstoffverteilung zu den Brennern nicht gleichmäßig möglich ist. Mit Online-Kohlenstaubmessungen auf Mikrowellenbasis ist es möglich, die Feuerung weiter zu verbessern.
Kohlekraftwerke können durch Erhöhung ihres Wirkungsgrades einen Beitrag zum Klimaschutz leisten: Der Brennstoffverbrauch und die CO₂-Emission sinken. Die Entwicklungen der letzten Jahre ermöglichen heute Wirkungsgrade von mehr als 45% bei Steinkohle und 43% bei Braunkohle. Der Entwicklungsweg zur 700°C-Technologie ist beschritten, um Wirkungsgrade oberhalb der 50%-Schwelle zu erreichen. Ein Beispiel für moderne Anlagen ist der 1-GW-Braunkohleblock im Kraftwerk Niederaußen.
Die heute verfügbaren 2 bis 2,5%-Cr-Stähle T23 und T24 ermöglichen ebenso wie die 9 bis 12%-Cr-Stähle P91 und P92 Dampftemperaturen von 600 bis 620°C bei Drücken von 300 bar.
Mit einer automatisierten Analytik im Wasser-Dampf-Kreislauf lässt sich eine Anlage auf Grund gesicherter Messwerte effizient betreiben. Mit Ultrafiltration ist es möglich, Wasser aus Flüssen und Oberflächenwässern wirtschaftlich aufzubereiten. Das Verfahren zeichnet sich durch einen hohen Automatisierungsgrad, einen geringen Chemikalienverbrauch und eine gleich bleibende Ablaufqualität aus. [13]
Angesichts der weltweiten Forderung, die CO₂-Emissionen zu senken, und der Tatsache, dass diese Zielstellung durch Wirkungsgraderhöhung allein nicht zu realisieren ist, muss die Entwicklung auch auf Kraftwerkstechnologien mit CO₂-Abscheidung gerichtet sein. Von Nachteil ist, dass durch den CO₂-Abtrennaufwand der Nettowirkungsgrad des Kraftwerksprozesses sinkt und damit kein Beitrag zur Ressourcenschonung geleistet wird. Noch völlig ungelöst ist die CO₂-Deponierung.
Bei der öffentlichen Debatte über die Auswirkung des CO₂-Anstiegs wird meist übersehen, dass die Wirkung auf die Biosphäre bereits Realität ist und sich ein schleichender Wandel der Vegetation vollzieht, der auf die direkte Wirkung des CO₂ auf den Stoffwechsel der Pflanzen zurückzuführen ist.
Die Zunahme des CO₂-Anteils in der Atmosphäre zeigt, dass die Nebenwirkungen der Energienutzungen globale Dimensionen erreicht haben. Diese Nebenwirkungen waren ursprünglich nicht gewollt oder bekannt, die Möglichkeit ihres Auftretens wurde aber zunächst im Interesse der Zielerreichung als ein Kostenfaktor billigend in Kauf genommen.
Dieser Nachteil könnte durch eine andere Steuerung des Verbrennungsprozesses mit höherem CO-Anteil und dessen Umwandlung in Methanol mehr als ausgeglichen werden.
Mengenströme bei einem mit Steinkohle befeuerten Dampfkraftwerk, u. a. 125·10^9 kg CO₂ in 25 Jahren. 4.8. Spezifische Investitionskosten für Kraftwerke

– Gasturbinen-Kombi: 500 EUR/kW

– Steinkohle 740 MW: 900–1050 EUR/kW

– Braunkohle 900 MW: 1300 EUR/kW

– Kernkraftwerk 1200 MW: 1900 EUR/kW
Für die Grundlast werden Anlagen mit höheren Investitionskosten, aber dafür geringeren Brennstoffkosten herangezogen: derzeit die Kern- und Braunkohlekraftwerke. Für den Mittellastbereich zwischen 2000 und 5000 Betriebsstunden werden zur Zeit Steinkohlekraftwerke eingesetzt.
4.9. Funktionsweise von Kohlekraftwerken
Bei der Verbrennung laufen folgende chemische Reaktionen ab:

– C + O₂ → CO₂ –393,5 MJ/kg

– C + 1/2O₂ → CO –110,5 MJ/kg

– CO + 1/2O₂ → CO₂ –283,0 MJ/kg

– H₂ + 1/2O₂ → H₂O –285,9 MJ/kg

– S + O₂ → SO₂ –296,6 MJ/kg
Gemeinsame Form dieser Verbrennungsvorgänge:

Brennstoff + Oxidant → Verbrennungsprodukte + Reaktionsenthalpie [10]

Der thermische Wirkungsgrad des Dampfkraftprozesses hängt vom Austrittsdruck des Dampfes aus der Niederdruckturbine ab. Dieser ist gleich dem Kondensatordruck und legt damit die Temperatur fest, bei der die Abwärme des Dampfkraftprozesses an die Umgebung abgegeben wird.
Weitere Fortschritte auf dem Weg zu einem höheren Wirkungsgrad der Umwandlung von Wärme in mechanische Energie mit thermischen Kreisprozessen können erreicht werden, indem die mittlere Temperatur der Wärmeaufnahme des Prozesses erhöht und die der Wärmeabfuhr abgesenkt wird. Dies ist aber von der Verfügbarkeit von wärmefesten Werkstoffen und deren Preis bzw. dem Temperaturniveau der verfügbaren Wärmesenken abhängig.
Ein anderer Weg, die Nutzung der eingesetzten Primärenergie zu verbessern, besteht in der Kombination sich gegenseitig ergänzender technischer Prozesse. Für den reinen Kraftwerksbetrieb besteht die Möglichkeit der Verbindung des Gasturbinen- mit dem Dampfkraftprozess.
Ebenso besteht die Möglichkeit, dem Wasserdampfprozess andere Zweiphasen-Kreisprozesse, die mit geeigneten Stoffen für den jeweiligen Temperaturbereich arbeiten, vor- oder nachzuschalten. Dabei dient die Kondensationswärme des ersten Prozesses zur Verdampfung des Arbeitsmittels des nachfolgenden.
Ist neben elektrischer Energie auch Wärme bereitzustellen, kann die Kondensationstemperatur oft soweit angehoben werden, dass die Abwärme des Kraftwerksprozesses auf dem gewünschten Temperaturniveau anfällt. Dies ist der typische Fall der Kraft-Wärme-Kopplung mit Nutzungsgraden von ca. 80%. [10]
4.10 Der Energieumwandlungsprozess in Dampfkraftwerken
4.10.1. Feuerung
Hier wird der Brennstoff mit dem Sauerstoff der Luft verbrannt. Die chemische Energie des Brennstoffs wird dabei in Wärme der entstehenden Rauchgase umgewandelt. Die nicht brennbaren Begleitstoffe im Energieträger, Wasser und Asche, gehen als Dampf in die Atmosphäre bzw. bleiben als Asche zurück. Bei einem typischen 700-MW-Kohlekraftwerk werden pro Stunde ca. 200 t Kohle mit einem Luftstrom von 1,6·10^6 m³/h verfeuert
4.10.2. Dampferzeuger
Die heißen Rauchgase aus der Feuerung geben in den Kesselheizflächen Wärme an den Wasser-/Dampfkreis ab. Durch die Abkühlung vermindert sich der Rauchgasvolumenstrom im Verhältnis 4:1. Aufgabe des Dampferzeugers ist es, der Turbine einen Dampfstrom je nach Lastanforderung mit engen Toleranzen für die Dampfparameter (+/–3%) zur Verfügung zu stellen. Der Dampfstrom eines 700-MW-Kraftwerks beträgt ca. 650 kg/s, der Dampfdruck liegt bei 200 bar und die Dampftemperatur bei 540°C.
4.10.3. Turbine-Kondensator
In der Turbine wird die Enthalpie hochgespannten Dampfes in mechanische Energie umgewandelt, die an der Turbinenwelle abgenommen werden kann. Bei der Durchströmung der Turbine nimmt der Volumenstrom des Dampfes infolge der Expansion um den Faktor 2000 zu.
Nach dem Austritt aus den letzten Turbinenstufen wird der Dampf im Kondensator niedergeschlagen und von der Speisewasserpumpe wieder zum Dampferzeuger gefördert; damit ist der Kreisprozess geschlossen.
4.10.4. Generator
Dieser wandelt die Rotationsenergie in elektrischen Strom um. Der Wirkungsgrad der heute mit Wasserstoff gekühlten Läufer und wassergekühlten Ständern ausgerüsteten Generatoren liegt bei ca. 99%.
4.10.5. Stoff- bzw. Energieströme im Kraftwerksprozess

– der Brennstoff-/Asche-Strom sowie der Luft-/Rauchgasstrom: Dazu gehören die Anlagen für Transport, Lagerung und Aufbereitung des Brennstoffes, die Feuerungsanlage, der Lufterhitzer, die Ventilatoren und Rauchgasreinigungsanlagen.
– der Speisewasser/Dampfstrom: Dazu gehören die Kesselheizflächen (Verdampfer, Überhitzer, Turbine, Vorwärmer, Speisepumpe, Frischdampfleitungen).
– der Kondensat/Kühlwasserstrom: mit Kondensator, Kühlturm, Kühlwasser- und Kondensatpumpen.
– der Strom elektrischer Energie: mit Generator, Trafos, Schaltanlagen, Warte und Eigenbedarfsanlage.[10]

4.10.6. Schema der Stoff- bzw. Energieströme im Kraftwerksprozess (Fig. 3)

(siehe 3)

4.11. Der Verbrennungsvorgang
Bei der Verbrennung handelt es sich um die Hochtemperatur-Oxidation eines Brennstoffes, bei der im wesentlichen Kohlenstoff und Wasserstoff, die in verschiedener Foren im Brennstoff enthalten sind, mit Sauerstoff exotherm reagieren. Eine Verbrennung wird als vollständig oder vollkommen bezeichnet, wenn alle brennbaren Bestandteile in ihre höchste Oxidationsstufe überführt werden. Die maximale oder adiabate Flammentemperatur ist definiert als die Temperatur, die erreicht wird, wenn bei vollständiger Verbrennung keine Wärmeabfuhr an die Umgebung stattfindet. Diese Temperatur errechnet sich aus dem Heizwert sowie den spezifischen Wärmekapazitäten der Rauchgase und der Asche.
Zur Überwachung einer Feuerung werden im Rauchgas die Anteile von CO, CO₂ und O₂ gemessen, mit denen die Vollständigkeit der Verbrennung beurteilt werden kann.
Zur Dimensionierung einer Feuerungsanlage benötigt man die Brennstoff-, Verbrennungsluft- und die Rauchgasströme. Diese Daten können mit einer Verbrennungsrechnung bestimmt werden. Üblicherweise bezieht man die Massen- und Volumenströme auf 1 kg bzw. 1 m³ Brennstoff.
Bei Planungsbeginn einer Anlage ist die Brennstoffzusammensetzung oft nicht genau bekannt. In diesem Fall kann zur Bestimmung der Luft- und Rauchgasmenge unter Zugrundelegung der Immediatanalyse eine statistische Näherungsrechnung durchgeführt werden.
Bei der Verbrennung eines Kohleteilchens können die folgenden Phasen unterschieden werden:

– Aufheizung des Kohleteilchens
– Austritt der flüchtigen Bestandteile
– Gemischbildung mit der Verbrennungsluft
– Zündung und Verbrennung der Flüchtigen
– Zündung und Verbrennung des Restkokses

Für die stöchiometrische Verbrennung von 1 kg Kohle sind ca. 8,5 kg Luft erforderlich.
Der Verbrennungsablauf ist hauptsächlich von folgenden Größen abhängig:

– der Größe der Reaktionsoberfläche, d. h. dem Korndurchmesser
– dem Luftverhältnis, d. h. dem Sauerstoffpartialdruck
– den Mischverhältnissen in der Flamme, dem Turbulenzgrad etc.
– der mittleren Flammentemperatur und damit der Aufheizgeschwindigkeit

Eine unvollständige Verbrennung ist v. a. durch das Auftreten von CO gekennzeichnet. Dies hängt mit der Reaktionsgeschwindigkeit zusammen, die in erster Näherung umgekehrt proportional zur Bildungswärme ist. Die CO-Bildung beansprucht damit mehr als doppelt soviel Zeit wie die H₂O- oder SO₂-Bildung. Die reaktionsfreudigen Elemente S und H verbinden sich daher rasch mit dem Sauerstoff, während für die CO- bzw. CO₂-Bildung nur noch die restliche O₂-Menge bleibt. Bei Feuerungsanlagen, die mit einem ungenügenden Luftüberschuss oder einer schlechten Brennereinstellung betrieben werden, besteht daher der unvollständig verbrannte Anteil hauptsächlich aus CO und Feststoffteilchen.
Der Hauptgrund für die Bevorzugung der Kohlenstaubfeuerung gegenüber anderen Feuerungssystemen besteht darin, dass ein Kohlenstaub/Luftgemisch ”wie ein Gas” brennt und Staubflammen daher leicht gezündet und einfach geregelt werden können. Die Staubfeuerung kann praktisch für alle Kohlenarten von Braunkohle bis Anthrazit angewendet werden. Kennzeichnend ist die Brennstoffaufbereitung außerhalb der Brennkammer: Der Brennstoff wird gemahlen und dabei getrocknet.
Die Brenneigenschaften unterschiedlicher Kohlen können durch geeignete Ausmahlung weitgehend einander angeglichen werden. Die aufbereitete Kohle wird mit Luft als Transportmittel in den Feuerraum eingeblasen und verbrennt in der Schwebe.
Die Brennkammer eines typischen 750-MW-Steinkohlekraftwerks ist ein Quader von ca. 60 m Höhe und einer Seitenlänge von 18 m. In diesen Raum werden pro Stunde mehr als 210 t Kohlenstaub und 2 Mio. m³ Luft mit Hilfe von 32 Brennern eingeblasen, aus denen 2 Mio. m³ Rauchgas entstehen.
Bei der Dimensionierung einer Brennkammer sind in Übereinstimmung mit der Brennerkonzeption folgende Kriterien zu beachten:

– das Volumen der Kammer ist so groß zu wählen, dass die Kohleteilchen am Austritt aus der Kammer vollständig verbrannt sind.
– die Wärmefreisetzung ist so vorzunehmen, dass sich an den Wänden keine Schlackenanbackungen ausbilden.

Die Brennkammern kohlegefeuerter Anlagen werden so bemessen, dass die Rauchgastemperatur am Austritt aus der Brennkammer nicht wesentlich über der Asche-Erweichungs-Temperatur liegt. Um dies zu erreichen, schließt sich an den Flammenraum, in dem die Flamme fast vollständig ausbrennt, ein Strahlraum an. [10]
4.12. Wirbelschichtfeuerungen
Die Wirbelschichttechnologie, die 1921 von dem deutschen Chemiker Fritz Winkler für die Vergasung der Kohle entwickelt wurde, hat erst rund 50 Jahre später Beachtung für die Verfeuerung der Kohle gefunden, obwohl zwischen den beiden Vorgängen keine grundsätzlichen Unterschiede bestehen.
Eine Wirbelschicht entsteht dann, wenn durch eine Schicht gleichartiger Feststofftilchen, die sich als Schüttung auf einem für eine Gasströmung durchlässigen Anströmboden befinden, von unten her ein Gasstrom in solcher Stärke geführt wird, dass die Teilchen in eine selbst durchmischende Bewegung geraten. Die vom Gasstrom getragene Wirbelschicht nimmt dabei als Ganzes ein flüssigkeitsähnliches Verhalten an. In diesem Zustand ist der Druckabfall in der Gasströmung im Gleichgewicht mit dem Gewicht der Wirbelschicht.
Die Ausbildung einer Wirbelschicht ist von einer Reihe von Parametern abhängig:

– Strömungsgeschwindigkeit v in der Wirbelkammer
– Abmessung dp, Form und Dichte der Partikel
– Dichte und kinematische Viskosität vg des Gases.

Die Wirbelschichtfeuerung ist besonders für mittlere Anlagengrößen, d. h. für Wärmeleistungen zwischen 50 und 500 MW, gut geeignet. Die stationäre Wirbelschicht wurde fast vollständig durch die zirkulierende Wirbelschicht verdrängt.
Vorteile:

– hohe Betriebssicherheit
– geringer Feuerungsverlust
– niedrige Emissionen von SO₂, NO_x, CO und Cl und Fl [10]

Die Verbrennungsluft strömt über eine Verteilerplatte in die Brennkammer und verwirbelt das Bettmaterial. Die erforderliche gleich bleibende Wirbelschichthöhe wird je nach Aschegehalt des Brennstoffs durch Rückführung der Filterasche zur Erhöhung des Ausbrandes oder durch Abzug der Asche aus dem Wirbelbett erreicht. Die Wirbelschicht, in der die Kohle verbrannt wird, besteht zum größten Teil aus Asche und Kalkstein. Die Verbrennungswärme wird durch eingetauchte, von Wasser bzw. Dampf durchströmte Rohre abgeführt. Dank der guten Durchmischung und des fortlaufenden Platzaustausches der Feststoffteilchen in der Wirbelschicht führen bereits relativ geringe Zusätze an Kalkstein – unterstützt von den alkalischen Bestandteilen der Asche – zu einer wirksamen Entschwefelung innerhalb des Feuerraumes. Dadurch wird eine gesonderte Entschwefelungsanlage überflüssig. [5]
Die Wirbelschicht ist vor allem für die Verfeuerung ballasthaltiger Kohlen geeignet, zumal die energieaufwendige Vermahlung entfällt.
Damit die Wirbelschichtverbrennung auch in Zukunft als umweltfreundliche und wirtschaftliche Technik gelten kann, sind Entwicklungsanstrengungen in den folgenden Bereichen erforderlich:

– Konzepte für die Verwertung großer Mengen an Wirbelschicht-Aschen
– weitere Reduzierung der Schadgasemissionen und
– Steigerung des Prozesswirkungsgrades

Als nahe liegendes Konzept für eine Wirkungsgradverbesserung wurde die Kombination einer Druckwirbelschicht mit einem Gasturbinenprozess vorgeschlagen und in einigen Anlagen auch ausgeführt. Für die Druckwirbelschicht sprechen die geringen Abmessungen der Brennkammer, der übersichtliche Aufbau und der geringe Platzbedarf. [10]
4.13. Anlagen mit aufgeladener Wirbelschicht
Bei diesem Anlagenkonzept ist der direkte Einsatz von Kohle bei einem Kombikraftwerk möglich. Sie wird dazu als Kohle/Wasser-Suspension mit Pumpen in die unter einem Druck von ca. 12 bar stehende Wirbelschicht eingebracht. In dieser laufen zum einen die Verbrennungsreaktionen ab, und zum anderen wird durch Kalkzugabe der Brennstoffschwefel gebunden. Durch eine geeignete Reaktionsführung wird eine geringe NO_x-Bildung sichergestellt und mit Tauchheizflächen in der Wirbelschicht die zulässige Temperatur von ca. 850°C für die Schwefeleinbindung eingehalten. Die abgeführte Wärme dient zusammen mit der Abgaswärme aus der Gasturbine zum Betreiben eines hochwertigen Dampfkraftprozesses.
Vorteile des Konzeptes bestehen hinsichtlich der kompakten Bauweise und in der Integration der Umweltschutzmaßnahmen. Ein Nachteil ist die Begrenzung der Gasturbineneintrittstemperatur durch die Wirbelschicht, in der wegen der Schwefeleinbindung eine Temperatur von ca. 850°C einzuhalten ist. Wegen dieser Temperaturgrenze kann das Wirkungsgradpotential nicht voll ausgenutzt werden. Es liegt bei ca. 43% ähnlich wie bei Dampfkraftwerke. [10]
4.14. Dampferzeugersysteme
Zur Erzeugung von überhitztem Dampf ist das Arbeitsmittel auf Sättigungstemperatur vorzuwärmen, zu verdampfen und zu überhitzen. Die dafür erforderlichen Wärmemengen sind vom jeweiligen Druck abhängig.
Die zur Erzeugung des Dampfes erforderliche Wärme wird über Heizflächen durch Strahlung und/oder Konvektion übertragen. In den Brennkammerwänden ergeben die Flammenstrahlung und hohe Gastemperaturen große Wärmestromdichten. Zur Vermeidung unzulässig hoher Metalltemperaturen sind auf der Wasser-/Dampfseite hohe innere Wärmeübergangszahlen erforderlich. Diese erreicht man durch große Massestromdichten, die am einfachsten in den Verdampferheizflächen zu realisieren sind. Deshalb werden diese in der Regel in den Brennkammerwänden angeordnet.
Beim Zwangsdurchlaufsystem mit variablem Verdampfungsendpunkt wird das Arbeitsmittel von der Speisepumpe durch die Heizflächen gedrückt. Da sich hier die Massenstromdichte im Verdampfer linear mit der Last ändert, ist die Mindestlast durch den zur sicheren Kühlung der Verdampferrohre erforderlichen Mindestmassenstrom festgelegt. [10]
4.14.1. Dampferzeuger-Wirkungsgrad
Die dem Dampferzeuger mit dem Brennstoff zugeführte Energie wird nicht vollständig zur Erzeugung und Überhitzung des Dampfes nutzbar gemacht; es treten Umwandlungsverluste auf. Die Güte der Energieumwandlung lässt sich durch einen Wirkungsgrad beschreiben. Dieser ist definiert als das Verhältnis von allen nutzbar abgeführten Energieströmen Q_n zu allen zugeführten Q_zu.
Die Nutzwärme Q_n des Dampferzeugers ist die gesamte Energie, die im Dampferzeuger an das Wasser bzw. an den Dampf übertragen wird. Sie setzt sich zusammen aus:

Qhd: Nutzwärme des HD-Dampfes + HD-Einspritzung
Qzü: Nutzwärme des ZÜ-Dampfes + ZÜ-Einspritzung

Die bei der Energieumwandlung im Dampferzeuger entstehenden Verluste sind wie folgt:

– Abgasverlust
– Verluste durch Unverbranntes (bei Wirbelschicht < 1,0)
– Verlust durch Strahlung und Konvektion
– Verlust durch Schlackenwärme

4.14.2. Methoden zur Erhöhung des thermischen Wirkungsgrades
Die Effizienz einer Dampfkraftanlage kann gesteigert werden durch die Steigerung der mittleren Temperatur Tzu der Wärmezufuhr und durch die Senkung der mittleren Temperatur Tab der Wärmeabfuhr. Dazu eignen sich folgende Maßnahmen:

– die Anhebung des Druckes und der Temperatur des Frischdampfes am Turbineneintritt (Überhitzung)
– die Senkung des Kondensatordruckes
– die Zwischenüberhitzung des Dampfes (mittels zusätzlicher Wärmezufuhr)
– die regenerative Speisewasservorwärmung (Mischvorwärmung mittels Dampf aus Turbine) (siehe Figur 4.11.7).

Der Dampferzeuger hat die Aufgabe, die in der Feuerung freigesetzte Wärme für die Enthalpie des hochgespannten Dampfes umzuwandeln. Wegen der Schwankungsbreite des Heizwertes – insbesondere bei minderwertigen Brennstoffen – ist das Wärmeangebot zeitlichen Änderungen unterworfen. Auf der anderen Seite sind aber aus Festigkeitsgründen bei der Turbine nur geringe Schwankungen des Dampfzustandes zulässig. Der Ausgleich zwischen dem zeitlich sich ändernden Energieangebot aus der Feuerung und dem stetigen Energiestrom zur Turbine ist eine der Aufgaben des Dampferzeugers. Um diesen Ausgleich bei allen Anforderungen sicherzustellen, ist der Dampferzeuger nach statischen und dynamischen Kriterien zu dimensionieren. Zur Erfüllung aller Anforderungen sind die für den Bau der Anlagen zur Verfügung stehenden Werkstoffe bis an die Grenzen ihrer Möglichkeiten auszuschöpfen.
Die obere Temperatur des Kraftwerksprozesses und damit der Anlagenwirkungsgrad wird im Wesentlichen durch die für die Endüberhitzer verfügbaren Werkstoffe begrenzt. Heute haben sich die Dampftemperaturen zwischen 530 und 580°C eingependelt. Dies ist ein Temperaturbereich, der mit warmfesten ferritischen und martensitischen Werkstoffen beherrscht werden kann. Mit den im Prinzip verfügbaren austenitischen Werkstoffen wären Dampfparameter von 600°C und 300 bar und mehr möglich. Engpass sind der Verdampfer, die HD- und ZÜ-Endüberhitzer. [10]
4.14.3. Der Zwischenüberhitzer
Der Zwischenüberhitzer (ZÜ) hat die Aufgabe, den vom Hochdruckteil der Turbine kommenden Dampf auf eine bei allen Lasten gleich hohe Temperatur zu bringen. Die Dimensionierung des ZÜ hängt von der Betriebsweise eines Kraftwerks ab. Bei Blöcken, die im Festdruck betrieben werden – der Druck des Frischdampfes ist über der Last konstant – nimmt die Eintrittstemperatur in den ZÜ mit der Last ab. Demzufolge wird die dem ZÜ-Dampf pro Masseneinheit zuzuführende Wärmemenge mit geringer werdender Last größer. Beim Gleitdruckbetrieb dagegen variiert der Druck des Frischdampfes proportional zur Last und die Eintrittstemperatur in den ZÜ ist nahezu konstant.
Zur Erzielung einer konstanten ZÜ-Temperatur ist ein Regeleingriff erforderlich. Dazu bestehen folgende Möglichkeiten:

– Speisewassereinspritzung: einfach und billig, verschlechtert aber den thermischen Wirkungsgrad des Prozesses
– Biflux: Kombination eines außerhalb des Kessels angeordneten ZÜ mit einer nachgeschalteten rauchgasbeheizten Endstufe
– Triflux: Kombination eines rauchgasbeheizten mit einem dampfbeheizten Wärmeaustauscher.
– Rauchgaszirkulation: Rückführung von bereits abgekühlten Rauchgasen in die Brennkammer verlagert Wärmeaufnahme in die Konvektivheizflächen
– Schwenkbrenner: Mit diesen wird die Flammenlage im Feuerraum und damit die Wärmeaufnahme der einzelnen Heizflächen verändert.

Die Auslegung des ZÜ ist im Zusammenhang mit dem Gesamtprozess zu sehen. Es ist zu beachten, dass der Prozesswirkungsgrad mit zunehmender Einspritzmenge und zunehmendem Druckverlust abnimmt. [10]
4.15. Rauchgasbehandlung
Das NO_x in den Rauchgasen besteht zu ca. 95% aus dem wasserunlöslichen NO. Aus diesem Grund ist der Einsatz von Waschverfahren nur beschränkt möglich. Bei den großtechnisch eingesetzten Verfahren wird das NO_x mit NH3 (Ammoniak) zu Wasser und Stickstoff umgesetzt. Bei Temperaturen zwischen 950 und 1050°C kann diese Reaktion bei NH₃-Überschuss mit hohen Umsatzgraden durchgeführt werden.
Zur Verminderung des NH3-Überschusses sind katalytische Verfahren entwickelt worden, die eine Rauchgastemperatur zwischen 320 und 400°C voraussetzen. Die Katalysatoren für diese SCR-Prozesse (Selective Catalytic Reduction) enthalten als Hauptkomponente Titandioxid mit geringen Zusätzen aus Vanadium-, Wolfram- und Molybdän-Verbindungen. [10]
4.15.1. CO₂-Problematik
Dies ist die CO₂-Emission von Dampfkraftwerken in Abhängigkeit von der Art des Brennstoffes und des Nettowirkungsgrades.
Steinkohle:

N = 43%, 0,78 kg CO₂/kWh_el; 0,33 kg CO₂/kWh_th
N = 47%, 0,69 kg CO₂/kW_el

Braunkohle:

N = 40%, 1 kg CO₂/kWh_el; 0,4 kg CO₂/kWh_th
N = 50%; 0,8 kg C = 2/kWh_el

CO₂-Abscheidung erfolgt durch eine von drei Möglichkeiten:

– Nachrüstung bestehender Kraftwerke mit Abscheideanlagen nach der Verbrennung (post-combustion)
– Sauerstoffbetriebene Kraftwerke: Verbrennung von Kohle oder Erdgas in einer O₂/CO₂-Atmosphäre (O₂/CO₂ recycle combustion)
– Brennstoffumwandlung: Vergasung von Kohle oder Dampfreforming von Erdgas mit anschließender CO₂-Abtrennung vor der Verbrennung des Synthesegases (pre-combustion).

Die Abscheidung mittels Gaswäsche beruht auf dem Prinzip der chemischen Absorption des CO₂ in einem Lösemittel und anschließender Desorption. Absorption und Desorption sind reversible Vorgänge. [10]
4.15.2. Brennstoffumwandlung
Ziel ist es, den Kohlenstoff vor der Verfeuerung, z. B. durch Vergasung, aus dem Brennstoff zu entfernen. Bei der Druckvergasung mit Sauerstoff und Wasserdampf kann die Kohle in ein wasserstoffreiches Synthesegas umgewandelt werden, das den Kohlenstoff nur noch in Form von CO₂ enthält. Dies kann durch Dampfreformierung oder partielle Oxidation und eine anschließende Wassergas-Reaktion erreicht werden:

– C_xH_y + xH₂O ↔ xCO + (x + y/2)H₂
– C_xH_y + x/2O₂ ↔ xCO + y/2H₂
– CO + H₂O ↔ xCO₂ + H₂

Nach einer Gasreinigung (Entstaubung, Entschwefelung) trennt ein Absorber das CO₂ vom H₂ ab. Der verbleibende Wasserstoff wird verbrannt und der dabei entstehende Wasserdampf wird in einer Turbine entspannt. Auch bei dieser Ausführung vermindert sich der Wirkungsgrad infolge der CO₂-Abscheidung. Es werden Nettowirkungsgrade von ca. 40% erreicht.
Die Kombination einer Vergasungsanlage mit einem Kraftwerk erlaubt eine thermo-dynamisch besonders günstige Ausgestaltung.
Der Wirkungsgrad der Umwandlung von Wärme in mechanische Arbeit ist von der Temperaturdifferenz zwischen Wärmequelle und Wärmesenke abhängig. Beim Dampfkraftprozess ist die Temperatur der Wärmezufuhr durch die verfügbaren Werkstoffe auf ca. 600°C beschränkt. Dagegen liegt die Temperatur der Wärmeabfuhr praktisch auf Umgebungsniveau.
Beim Gasturbinenprozess hingegen liegt die Eintrittstemperatur in den Prozess mit derzeit ca. 1200°C wesentlich höher, dafür beträgt die Austrittstemperatur aber ca. 600°C. Der Nettowirkungsgrad eines solchen Prozesses liegt deshalb nur bei ca. 30%.
Durch eine Kombination der beiden Prozesse – hohe Temperatur bei der Wärmezufuhr beim Gaskreislauf und tiefe Temperatur bei der Wärmeabfuhr beim Dampfkreislauf – ist eine Wirkungsgradverbesserung gegenüber jedem der Einzelprozesse möglich. [10]
4.16. Varianten des Dampf- und Gasturbinenprozesses

– Nachgeschalteter, nicht befeuerter Abhitzekessel. Der erzeugte Dampf kann entweder zur Krafterzeugung oder zur Wärmeauskopplung verwendet werden.
– Nachgeschalteter Dampferzeuger mit Zusatzfeuerung. Damit lässt sich der Dampfzustand auf einen für den Dampfkraftprozess optimalen Wert steigern.
– Integration des Dampferzeugers in die Brennkammer der Gasturbine, was einen druckaufgeladenen Kessel ergibt, in dem die Brenngase auf eine für die Gasturbine zulässige Temperatur abgekühlt werden.

Um Kohle als Einsatzstoff für Gasturbinen verwenden zu können, muss diese selbst oder deren Verbrennungsprodukte erst durch diverse Reinigungsverfahren von fast allen Ballaststoffen befreit werden. Daraus ergeben sich zwei Typen von kohlegefeuerten Kombikraftwerken:

– Kombikraftwerke mit Kohlevergasung
– Kombikraftwerke mit druckbefeuerter Brennkammer und Heißgasreinigung [10]

4.17. Kohleveredelung durch Kombiprozesse
Ein geeignetes Verfahren zur Kohleveredelung für Kombiprozesse ist die Kohlevergasung. Ziel der Veredelung ist es, die Kohle in ein Gasgemisch mit möglichst hoher chemisch gebundener Energie umzuwandeln, um es so von den festen Begleitstoffen zu befreien.
Bei der Umwandlung von Kohle laufen folgende Grundreaktionen ab:

– C + H₂O ↔ H₂ + CO +118,5 kJ/mol

– CO + H₂O ↔ H₂ + CO₂ –42,3 kJ/mol

– CO + 3H₂ ↔ CH₄ + H₂O –206,0 kJ/mol
Die Hauptreaktion ist die heterogene Wassergasreaktion, bei der sich der Kohlenstoff mit Wasserdampf zu Wasserstoff und CO umsetzt. (1. Gleichung).
Die Reaktionsprodukte können dann an der homogenen Wassergasreaktion (2. Gleichung) oder der Methanisierung (3. Gleichung) teilnehmen, wobei CO₂ und Methan entstehen. Schließlich spielen auch noch die Reaktionen mit dem Sauerstoff eine Rolle. Sie dienen in Verbindung mit der endothermen Reaktion als Wärmequelle und können unter anderem auch zu CO führen:

– C + O₂ ↔ CO₂ –406 kJ/mol

– C + 1/2O₂ ↔ CO –123 kJ/mol.
Bei den für Kombikraftwerke in Frage kommenden Verfahren wird die zur Vergasung nötige Wärme durch Verbrennen eines Teils der Kohle mit Luft oder reinem Sauerstoff zur Verfügung gestellt. Insofern ist die Kohlevergasung ein thermooxidativer Prozess, an den sich eine Hydrierung anschließt. Weiter ist zu berücksichtigen, dass bei den meisten Kohlen Pyrolyse und Vergasung zusammenwirken. Wegen des Gehalts an flüchtigen Bestandteilen findet bei der Aufheizung zunächst eine Entgasung unter Bildung von gasförmigen und flüssigen Vergasungsprodukten statt. Zur Übersicht sind die ablaufenden Hauptprozesse in Abb. 14.1 zusammengestellt. Wird die Vergasung mit Luft durchgeführt, so bewirkt der gleichzeitig zugeführte Stickstoff eine starke Verdünnung des Gases. Es ergibt sich ein Endprodukt mit einem Heizwert von ca. 5000 kJ/Nm³, das nach einer Reinigung direkt einer Kraftwerksfeuerung zugeführt werden kann.
Wird reiner Sauerstoff für die Vergasung verwendet, entsteht ein Gas mit einem Heizwert von ca. 12 000 kJ/Nm³, das hauptsächlich aus H₂, CH₄, CO und CO₂ besteht. Dieses Gas kann entweder weiterverarbeitet oder für Kraftwerksbefeuerungen verwendet werden. [10]
5. Nutzungsbetrachtungen
5.1. Wirkungsgradvergleich für die FT- und Methanolsynthese
Der Brennstoffpreis ist der bestimmende Parameter für die Auslegung eines Kraftwerkes. Bei einem niedrigen Brennstoffpreis liegt das wirtschaftliche Optimum bei einer Anlage mit vergleichsweise einfachem Aufbau und niedrigem Wirkungsgrad.

In der nachfolgenden Tabelle sind die thermischen Wirkungsgrade verschiedener Verfahren für die Herstellung von Energieträgern angegeben:

Verfahren	Wirkungsgrad [%]	Gcal Kohle pro Gcal Produkt
FT-Synthese:
Produktion von Motorkraftstoffen	40	2,5
Produktion von Motorkraftstoffen + Ferngas	58	1,72

Methanolsynthese:
Produktion von Methanol	49	2,04
Produktion von Methanol + Ferngas	62	1,61
Methanol-Synthese & Mobilprozess
Benzin und Flüssiggas	45	2,22
Benzin, Flüssiggas und Ferngas	61	1,64
Wasserstoff-Erzeugung durch Vergasung	57	1,75
Methansynthese durch Lurgi-Druckvergas	61	1,64
Hochdruckhydrierung Motorkraftstoffe	56	1,79
[9]

Dabei zeigt sich, dass die Methanolsynthese vom Wirkungsgrad her der Fischer-Tropsch-Synthese überlegen ist, wobei die Ausgangsmaterialien bis auf die zu verwendenden Katalysatoren dieselben sind.

In der nächsten Tabelle sind typische Energieausbeuten bei der Umwandlung von Steinkohle in andere Energieträger angegeben:

Verfahren	Therm. Wirkungsgrad [%]
Direkte Wärmeerzeugung	80
Synthesegas	77
SNG (Kohledruckvergasung H2)	60
Methanol (Kohledruckvergasung)	56
Synthesegas (atmosph. Vergasung)	53
Kohlenwasserstoffe (direkte Hydrierung)	45
Stromerzeugung konventionell	38
Strom GuD	42

Der thermische Wirkungsgrad in sogenannten Kombianlagen ergibt sich bis zu 46%, gegenüber 32% nach konventionellen Verfahren.
Der Vergleich einer kohlegefeuerten Dampfturbine mit einer methanolgefeuerten Kombianlage zeigt Folgendes:

– die Kapitalkosten sind nur halb so hoch
– der Bau der Anlage benötigt nur die Hälfte der Zeit
– der thermische Wirkungsgrad ist ca. 1/3 höher

Für die Erzeugung von 1 MW benötigt man ca. 9–10 t Methanol. [9]
5.2. Vergleich der Herstellungskosten von Methanol M100 und Benzin
Eine weitere Tabelle zeigt die Aufteilung der Herstellungskosten von M100 im Vergleich zu Mineralölbenzin und Benzin aus der direkten Kohlehydrierung in %:

Kraftstoff M100 Hydrierbenzin Mineralölbenzin

Rohstoff 45% 55% 85%

Kapital 41% 38% 10%

Betrieb 14% 7% 5%
Diese Tabelle zeigt im Zusammenhang mit anderen alternativen Kraftstoffen, dass aus Kostengründen Methanol große Chancen hat, einmal als eigener Vergaserkraftstoff angewandt zu werden. [9]
5.3. Wirkungsgrad eines Kraftwerksblocks
Der Nettowirkungsgrad des Kraftwerksblocks kann durch ein Produkt von Einzelwirkungsgraden dargestellt werden:

– n_th Wirkungsgrad des Kreisprozesses
– n_DE Dampferzeugungswirkungsgrad
– n_T mech. Turbinenwirkungsgrad
– n_G Wirkungsgrad des Generators
– n_E berücksichtigt den Eigenbedarf der Anlage

Die Wirkungsgrade moderner steinkohlegefeuerter Mittellastkraftwerke liegen für Volllast im Bereich von 40–45%; der Wärmeverbrauch liegt entsprechend zwischen 8000 und 9000 kJ/kWh. Bei modernen Dampfkraftwerken werden für die Erzeugung von 1 kWh ca. 0,3 kg Steinkohle benötigt. Bei 50 EUR/t entspricht dies Brennstoffkosten von 0,015 EUR/kWh. Die Kosten des erzeugten Stroms werden folglich wesentlich von den Kapitalkosten bestimmt. [10]
Die dem Dampferzeuger mit dem Brennstoff zugeführte Energie wird nicht vollständig zur Erzeugung und Überhitzung des Dampfes nutzbar gemacht; es treten Umwandlungsverluste auf. Die Gifte der Energieumwandlung lässt sich durch einen Wirkungsgrad beschreiben. Dieser ist definiert als das Verhältnis von allen nutzvoll abgeführten Energieströmen Q_n zu allen zugeführten Q_zu.
Die Nutzwärme Q_n des Dampferzeugers ist die gesamte Energie, die im Dampferzeuger an das Wasser bzw. an den Dampf übertragen wird. Sie setzt sich zusammen aus:

Die bei der Energieumwandlung im Dampferzeuger entstehenden Verluste sind:

Bei bekannten Dampfdaten kann mit (7.29) die Wärmeleistung bestimmt werden. Mit den Brennstoffdaten folgt H_ges gemäß (7.31). Daraus und aus den einzuhaltenden Verlusten kann der Wirkungsgrad nach (7.38) ermittelt werden. Der erforderliche Brennstoffstrom ergibt sich aus (7.37); der zugehörige Rauchgasmengen- bzw., Volumenstrom kann daran anschließend mit der Verbrennungsrechnung bestimmt werden.
Die Dampfturbine ist die leistungsstärkste und anpassungsfähigste Wärmekraftmaschine in der Energiewirtschaft. Bei großen Maschinen werden heute Wirkungsgrade von bis zu 94% erreicht. Maximal ist 1% mehr möglich, jedoch mit hohen technischem und finanziellem Aufwand.
Die Kombination einer Vergasungsanlage mit einem Kraftwerk erlaubt eine thermodynamisch besonders günstige Ausgestaltung. [10]
5.4. Verschlechterung des Kraftwerks-Wirkungsgrades durch geplante CO₂-Abtrennung
Die Abtrennung des CO₂ aus den Rauchgasen kohlegefeuerter Kraftwerke ist technisch möglich; allerdings werden zur Abtrennung und Verflüssigung der anfallenden CO₂-Mengen ca. 20% des vom Kraftwerk erzeugten Stromes verbraucht.
Damit verbunden ist ein drastischer Anstieg des Brennstoff- und Materialverbrauchs.
Die Kosten allein für die CO₂-Abscheidung werden auf 30 bis 50 EUR/t CO₂ geschätzt. [10]
5.5. Wirkungsgradabhängigkeit der Umwandlung von Wärme in Arbeit
Der Wirkungsgrad der Umwandlung von Wärme in mechanische Arbeit ist von der Temperaturdifferenz zwischen Wärmequelle und Wärmesenke abhängig. Beim Dampfkraftprozess ist die Temperatur der Wärmezufuhr durch die verfügbaren Werkstoffe auf ca. 600°C beschränkt. Dagegen liegt die Temperatur der Wärmeabfuhr praktisch auf Umgebungsniveau.
Beim Gasturbinenprozess hingegen liegt die Eintrittstemperatur in den Prozess mit derzeit ca. 1200°C wesentlich höher, dafür beträgt die Austrittstemperatur aber ca. 600°C. Der Nettowirkungsgrad eines solchen Prozesses liegt deshalb nur bei ca. 30%.
Durch eine Kombination der beiden Prozesse – hohe Temperatur bei der Wärmezufuhr beim Gaskreislauf und tiefe Temperatur bei der Wärmeabfuhr beim Dampfkreislauf – ist eine Wirkungsgradverbesserung gegenüber jedem der Einzelprozesse möglich. [10]
6. Quellenangaben

– B. Diekmann/K. Heinloth: „Energie", 1997, Teubner Studienbücher Physik [1]
– R Quack/J. Wachter: „Technik der Wärmekraftwerke – Beiträge zur Kraftwerksforschung, 1987, DFG Deutsche Forschungsgemeinschaft [2]
– J. Warnatz/U. Maas/RW. Dibble: „Verbrennung – Physikalisch-Chemische Grundlagen, Modellierung und Simulation, Experimente, Schadstoffentstehung", 2001, Springer Verlag [3]
– F. Joos: „Technische Verbrennung – Verbrennungstechnik, Verbrennungsmodellierung, Emissionen", 2006, Springer Verlag [4]
– H.-G. Franck/A. Knop: „Kohleveredelung – Chemie und Technologie", 1979, Springer Verlag [5]
– Forschung aktuell: „Kohleverflüssigung", 1978, Umschau Verlag [6]
– N. V. Khartchenko: „Umweltschonende Energietechnik", 1997, Vogel Verlag [7]
– H.-G. Heitmann: „Chemie und Korrosion in Kraftwerken", 2000, Vulkan Verlag [8]
– F. Asinger: „Methanol- Chemie- und Energierohstoff", Die Mobilisation der Kohle, 1986, Springer Verlag [9]
– K. Strauß: „Kraftwerkstechnik – zur Nutzung fossiler, nuklearer und regenerativer Energiequellen", 5. Auflage, 2006, Springer Verlag [10]
– R Gerwin: „Die Weltenergieperspektive", 2. Auflage 1981, DVA Verlag [11]
– Handbuch „Energiesicherheit", 2007, Bundeswehrverband [12]
– „BWK – Das Energie-Fachmagazin", Nr. 4/2005 [13]
– „BWK – Das Energie-Fachmagazin", Nr. 4/2008 [14]
– „Der große Brockhaus" [15]
– „VDI Nachrichten" vom 10.2.2006 [16]

Bezugszeichenliste

1: Kohlevergasungsanlage
2: Nachverbrennungsanlage
3: Überhitzer
4: Kondensator
5: Dampfkreislauf
6: Asche/Koks
7: Hochdruckturbine (HDT)
8: Niederdruckturbine (NDT)
9: Dampf
10: Kohleaufbereitung
11: Methanolsyntheseanlage
12: Gasgemisch (CO/H₂/CO₂)
13: Methangas
14: Strom
15: Zusatzstoffe (Ca, Katalysator)
16: Kohlezufuhr
17: Roh-/Rein-Methanol
18: Speisewasserzufuhr

Claims

Diese Patentschrift beschreibt ein Verfahren, das dadurch gekennzeichnet ist, dass a) anstelle der heutzutage üblicherweise in kohlebefeuerten Elektrizitätskraftwerken angewandten CO₂-optimierten Verbrennung zum Zweck der Dampf- bzw. Elektrizitätserzeugung diese in geeigneter Weise durch den kombinierten Prozess der Kohlevergasung unter Dampfzufuhr mit der Methanolherstellung ergänzt bzw. ersetzt wird. b) die Restkohle- bzw. Koksanteile aus der Kohlevergasung unter Zufuhr von Methangas aus der Methanolsynthese nachverbrannt werden. c) ersatzweise diese Nachverbrennung unter Zufuhr von Wasserstoff aus anderen Quellen erfolgt. d) die bei der Methanolsynthese entstehende Abwärme über einen Zwischenüberhitzer den der Niederdruckturbine zugeführten Dampf aufheizt. e) die bei der Nachverbrennung entstehende Wärme einem Überhitzer zugeführt wird, der den zur Hochdruckturbine geleiteten Dampf aufheizt. Die Kombination von Kohlekraftwerk mit der Methanolherstellung ergibt Vorteile in Bezug auf die Energieausbeute und damit die Wirtschaftlichkeit, die Herstellungskosten, den Schadstoffausstoß und die CO₂-Reduzierung und den Primärenergie-Nutzungsgrad.