DE102014105067A1

DE102014105067A1 - Verfahren und Vorrichtung zur Flexibilisierung von mit kohlenstoffhaltigen Brennstoffen befeuerten Kraftwerken mittels der Produktion kohlenstoffhaltiger Energieträger

Info

Publication number: DE102014105067A1
Application number: DE102014105067.3A
Authority: DE
Inventors: Christian Bergins; Torsten Buddenberg; Efthymia-Ioanna Koytsoumpa
Original assignee: Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH
Current assignee: Mitsubishi Power Europe GmbH
Priority date: 2014-04-09
Filing date: 2014-04-09
Publication date: 2015-10-15

Abstract

Bei einem Verfahren zum flexiblen Betrieb einer Kraftwerksanlage/Vorrichtung, die mit kohlenstoffhaltigen Brennstoffen betrieben wird, wobei der Brennstoff z. B. biogenen Ursprungs sein kann und/oder aus fossilen Brennstoffen besteht und/oder Abfallstoffe oder Restgase eines chemischen oder industriellen Brennstoffes verbrannt werden oder Mischungen dieser Brennstoffe zum Einsatz kommen, soll eine Lösung geschaffen werden, die ein Betriebsverfahren zur Flexibilisierung von mit kohlenstoffhaltigen Brennstoffen befeuerten Kraftwerken mittels der Produktion kohlenstoffhaltiger Energieträger bereitstellt. Dies wird dadurch erreicht, dass mit der Kraftwerksanlage/Vorrichtung eine CO2-Abscheidung nach dem Post Combustion Capture Verfahren verbunden ist oder ein Oxyfuel Verbrennungsprozess stattfindet und weiterhin eine Elektrolyseanlage zur Herstellung von Wasserstoff vorhanden ist sowie eine Syntheseanlage mit chemischen Reaktoren zur Herstellung von Methanol und/oder Methanolfolgeprodukten vorhanden ist.

Description

Die Erfindung richtet sich auf ein Verfahren zum flexiblen Betrieb einer Kraftwerksanlage oder Vorrichtung, insbesondere Kraftwerksvorrichtung. Weiterhin richtet sich die Erfindung auf eine Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage zur Durchführung eines solchen Verfahrens.
Kraftwerke verlieren heute durch zunehmende und vorrangige Einspeisung erneuerbarer Energien wertvolle Zeiten zur Produktion und Einspeisung von Strom, d. h. den Verkauf von Strom. Gleichzeitig müssen die Kraftwerke betrieben werden, um Netzdienstleistungen zu liefern, ohne dass die eingespeiste Minimalleistung gebraucht wird bzw. adäquat bezahlt wird, da bei vorhandenem Stromüberschuss im Netz die Börsenstrompreise niedriger als die marginal cost der Erzeugung sind. Neben der Abregelung erneuerbarer Energien wird deshalb heute bereits das Demand Side Management in Industrieanlagen und die Abregelung von großen Solarkraftwerken und Windparks zur Netzstabilisierung eingesetzt.
Der Erfindung liegt die Idee zugrunde, ein mit kohlenstoffhaltigem Brennstoff befeuertes Kraftwerk durch die Integration einer CO₂ Abscheidung, einer Wasserstoffelektrolyse sowie einer chemischen Synthese zur Herstellung von Methanol und/oder Methanolfolgeprodukten wie z. B. Dimethylether oder Benzin zu flexibilisieren.
Unter Flexibilisierung ist hierbei zu verstehen, dass neben den Produkten Strom und Netzdienstleistungen, wie z. B. Primärregelung und Sekundärregelungen, weitere Produkte, wie z. B. Methanol, DME, Benzin, oder weitere Rohstoffe für die chemische oder petrochemische Industrie oder das Transportwesen sowie das Produkt Demand Side Management (also die Ermöglichung der Netzlastabsenkung durch Reduzierung des Prozessstrombedarfes) hinzukommen.
Außerdem ist unter Flexibilisierung zu verstehen, dass durch die Kombination solcher Prozesse die Minimaleinspeisung eines Kraftwerkes oder Kraftwerkstandortes weiter abgesenkt und auf negative Werte reduziert werden kann, ohne dass das Kraftwerk abgeschaltet werden muss. Dies ist besonders vorteilhaft, wenn das Kraftwerk trotz ausreichend im Netz vorhandener Stromproduzenten, z. B. erneuerbarer Stromerzeuger, die ansonsten abgeregelt („Curtailment”) werden müssten, weiter zur Netzregelung und Stabilisierung mit dem Netz verbunden bleiben soll.
Die Erfindung umfasst u. a. Kraftwerksanlagen und Vorrichtungen, welche mit kohlenstoffhaltigen biogenen, nachwachsenden Rohstoffen, Steinkohle, Braunkohlen, Abfallstoffen aus der Industrie, gasförmigen Brennstoffen wie Erdgas, Biogas oder Gemischen von Gasen wie Kuppelgasen aus der Chemieindustrie oder der Stahlerzeugung betrieben werden. Anwendbar ist die Erfindung in Dampfkraftwerken bei denen die Brennstoffe in einem Dampferzeuger verbrannt werden oder auch bei Gasturbinenanlagen oder Gasmotoren, in denen flüssige oder gasförmige Brennstoffe verbrannt werden oder auch bei Kombinationen dieser Kraftwerke, z. B. Gasturbinen und Dampfturbinen Kraftwerke, sogenannte GuD Anlagen. Anwendbar ist die Erfindung auch auf die Abgase von Zementöfen, Anlagen der Papierindustrie und sonstige Verbrennungsprozesse, solange in der entsprechenden Anlage/Vorrichtung eine nachgeschaltete Dampferzeugung und Dampfturbine zur Nutzung zumindest eines Teils der Abwärme zur Stromerzeugung enthalten ist.
Aufgrund des steigenden Anteils erneuerbarer Energien in der Stromversorgung ergeben sich bereits heute oft Situationen, in denen vorhandene thermische Kraftwerke ihre Last stark absenken müssen, da die erneuerbaren Energien Einspeisevorrang haben, siehe 1. Hierdurch reduziert sich über das Jahr gesehen der Stromverkauf der thermischen Kraftwerke und zudem hat durch die teilweise Überproduktion von Strom ein Preisverfall für elektrischen Strom an den Börsen stattgefunden welche die Einnahmen der Kraftwerke bis hin zur Unrentabilität reduziert. Die 1 zeigt in ihrem oberen Teilbild für die Woche 16 vom 15.–21.04.2013 den Anteil der Energieerzeuger Solar, Wind, Pumpspeicher, Gas, Steinkohle, Braunkohle, Kernenergie und Laufwasser an der Stromproduktion und Einspeisung durch den deutschen Kraftwerkspark in GW. Das untere Teilbild zeigt im linken Teilbild die Laständerung eines 150 MW Steinkohlekraftwerks in einer Woche im September 2010 sowie das rechte Teilbild die Laständerung eines 700 MW Steinkohlekraftwerks an einem Tag im Jahre 2012. Steinkohlekraftwerke regeln heute den größten Teil der Verbrauchsschwankungen. Begrenzt ist der notwendige flexible Kraftwerksbetrieb durch die Minimallast der Kraftwerke.
Die Überproduktion wird zudem dadurch verstärkt, dass thermische Kraftwerke trotzdem z. B. für die Primärregelung weiterhin laufend am Netz benötigt werden, aber hinsichtlich der Stromproduktion durch die sogenannte Minimallast nach unten hin beschränkt sind. Diese liegt z. B. bei großen Braunkohlekraftwerken bei 30–50%, bei Steinkohlekraftwerken bei 15 bis 30%. So leisten die Kraftwerke zwar Dienste zur Netzstabilisierung, verlieren aber Geld durch die Einspeisung von Strom zu niedrigen Börsenpreisen.
Wenn nun die Minimallast des Kraftwerkes durch die Verwendung des eigenen Stromes in einem sogenannten „Power to Fuel” Prozess (PtF) weiter reduziert wird oder sogar noch Überschussstrom aus dem Netz bezogen wird, kann mit Hilfe des Stromes in einer Wasser-Elektrolyse Wasserstoff (H₂) (alternativ auch durch eine Chlor-Alkai-Elektrolyse) hergestellt werden und zudem Kohlendioxid (CO₂) aus den Rauchgasen abgeschieden werden, was weiter die Stromerzeugung reduziert. Aus diesem CO₂ und H₂ kann in einer chemischen Synthese durch einen katalytischen Prozess z. B. Methanol hergestellt werden, welches zu anderen Stoffen weiter verarbeitet werden kann.
Hierdurch ergibt sich die Möglichkeit, im Kraftwerksbetrieb auf eine höhere Jahresnutzungsdauer der Kraftwerksanlage zu kommen und durch die Erweiterung der Produktpalette auch wieder einen rentablen Betrieb zu erreichen, ohne dass sogenannte „Kapazitätsmechanismen” benötigt werden, die ein unrentables Kraftwerk in Zukunft für den Stand-by Betrieb subventionieren, d. h. durch Sonderzahlung an den Kraftwerksbetreiber den Betrieb einer ansonsten unrentablen Kraftwerksanlage zur Stützung der Netzstabilität alimentieren.
Bekannt sind heute schon sogenannte Power to Heat Anwendungen, , bei denen überschüssiger Strom z. B. in elektrischen Heißwasser- oder Dampferzeugern eingesetzt wird. Die 2 zeigt ein Fernwärmeversorgungsnetz mit Speicher und elektrischer Zusatzbeheizung als Beispiel für Power to Heat. Dies kann direkt in der Heizungsanlage von Wohnhäusern oder in großen Wärmespeichern an Kraftwerken für die spätere Fernwärmeversorgung gespeichert werden. Diese. Anwendung hat den Vorteil einer sehr niedrigen Investition. Nachteilig ist hier aber die aufgrund der Wärmeverluste kurze Speicherzeit im Bereich von maximal einigen Tagen. Zudem wird aus der hochwertigen Energieform Strom (reine Exergie) Wärme auf einem niedrigen Exergieniveau hergestellt. In der 2 ist dargestellt eine Wärmekopplungsanlage mit Dampfauskopplung zur Fernwärmeerzeugung 40, ein Wärmespeicher 41, eine elektrische Beheizung (= Power to Heat) 42, eine Pumpe 43, ein Fernwärmesystem 44 und ein Endverbraucher 45.
Möglich wäre zur Flexibilisierung und Mindestlastabsenkung im Kraftwerk auch die Speicherung von thermischer Energie bereits im Dampfkreislauf des Kraftwerkes. Dies könnte in der Form von Dampf über dessen Kompressibilität in sogenannten Ruths-Speichern im Dampfkreislauf des Kraftwerkes stattfinden. Hier sind aber die speicherbaren Energiemengen und Zeiten durchaus gering, insbesondere im Bereich weniger als 60 min.
Alternativ ist auch die Wärmespeicherung in der Form von Heißwasser in der Vorwärmstrecke des Dampfkreislaufes von Kraftwerken möglich. Hier sind aber auch die speicherbaren Energiemengen durchaus gering. Alternativ ist auch die Wärmespeicherung bei höherer Temperatur in der Form von heißen, flüssigen Salzen (Temperaturänderung) oder als Phasenwechselenergie von Salzen oder anderen Feststoffen möglich. Hier sind allerdings die Systeme unerprobt und schwierig zu implementieren.
Zwar ist auch die Herstellung von Synthesegas mit nachfolgender Herstellung von Wasserstoff und/oder Methan und/oder chemischen Folgeprodukten in sogenannten Brennstoffvergasungsanlagen bekannt, die bei geeigneter Ausgestaltung auch alternativ Strom in Gasturbinenkraftwerken erzeugen können.
Diese sogenannten Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) Anlagen sind allerdings durchaus komplex, kostenintensiv und unflexibel, d. h. insbesondere langsam beim Wechsel der Betriebsweisen zwischen Stromproduktion und Chemikalienproduktion und beim Wechsel der eingesetzten Brennstoffe, da neben dem Brennstoffvergaser auch Komponenten wie die Gasreinigung/aufbereitung, CO₂-Abscheidung von Natur aus träge Verfahren und Anlagen darstellen. Zudem reduziert sich die Anlagenverfügbarkeit beim dynamischen Betrieb, wenn nicht sogar die geforderte Verfügbarkeit bzw. die technologischen Eigenarten der Einzelprozesses den hochgradig dynamischen Betrieb gar verbieten. Allerdings werden in diesen Prozessen die chemischen Folgeprodukte auf Basis des Kohlenstoffes aus dem Brennstoffes auf direktem chemischen Wege hergestellt, was meist zu höheren Kohlenstoff-Umwandlungswirkungsgraden, d. h. auch energetischen Umwandlungsgraden führt. So können z. B. bis über 50% des Brennstoffkohlenstoffs zum Produkt Methan überführt werden. Gleichzeitig liegen aber die Investitionskosten pro KWel installierter Leistung zwischen 50 und 100% über denen eines normalen thermischen Kraftwerkes. Zudem gibt es weltweit nur ganz wenige IGCC Anlagen. Aus genau diesen Gründen wird die Brennstoffvergasung bislang weltweit nur in den Fällen angewendet, wenn hochwertige Chemieprodukte wie Treibstoffe oder Dünger aus festen, kohlenstoffhaltigen Brennstoffen, meist Kohlen, in Anlagen hergestellt werden, die quasi im Grundlastbetrieb gefahren werden.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren und eine Vorrichtung, insbesondere Kraftwerksanlage, zur Flexibilisierung von mit kohlenstoffhaltigen Brennstoffen befeuerten Kraftwerken mittels der Produktion kohlenstoffhaltiger Energieträger durch die Reduzierung der Minimallast des Kraftwerkes auf bis zu negative Werte (0 bis > –100%) sowie die Steigerung der möglichen Primärregelfähigkeit auf bis über 100 MWel pro Minute auch bei kleinen Kraftwerkseinheiten bereitzustellen.
Der Erfindung liegt also die Idee zugrunde den überschüssigen produzierten Strom in der Form von Methanol oder Methanolfolgeprodukten außerhalb des Stromnetzes und des Dampfkreislaufes in der chemischen Energie der Stoffe zu speichern und nachfolgend in geeigneter Weise im Kraftwerk oder außerhalb zu anderen Zwecken zu verwenden.
Hinsichtlich der Flexibilität des Anlagenbetriebes bietet die hier und im folgenden dargestellte Erfindung der Stromerzeugung in einem mit kohlenstoffhaltigen Brennstoffen befeuerten Kraftwerk mit nachgeschalteten CO₂ Abscheidung (Post Combustion Capture, PCC) oder integrierten CO₂ Abscheidung (Oxyfuel) den Vorteil, dass der Kraftwerksprozess höchst flexibel hinsichtlich der Stromerzeugungsmenge gefahren werden kann. Das Verfahren ist kombinierbar mit neu zu bauenden thermischen Kraftwerken oder auch als Erweiterung nachrüstbar an bestehenden Kraftwerksanlagen. Zwar ist der Umwandlungsweg über die Stromerzeugung und Elektrolyse exergetisch nicht optimal, allerdings lassen sich die energetischen und exergetischen Nachteile dieser Verfahrenskombination zumindest zum Teil wieder durch besonders vorteilhafte, energetische Verschaltungen der Prozesse ausgleichen.
So bieten sich verschieden Vorteile durch die Wärmeverschaltung nachgeschalteter Verfahrensteile wie u. a. einer CO₂ Abscheidung nach dem Post Combustion Capture Prinzip, einer Wasserstoffelektrolyse und einer nachgeschalteten Methanol- oder Methanolfolgeprodukt-Herstellung:
So kann die Abwärme von Anlagenteilen wie der CO₂ Abscheidung oder der Reaktoren energetisch günstig in die Hochdruckvorwärmung oder Niederdruckvorwärmenung des Kraftwerkes eingebunden werden oder auch zur Vorheizung von Reaktionsedukten vor den Reaktoren verwendet werden.
Notwendige Wärme zum Betrieb von Anlagenteilen wie der Desorption des PCC Prozesses oder der evtl. optional nachgeschalteten Rektifikation oder Destillation der Produkte kann aus Reaktionsabwärme der Reaktoren entnommen werden oder als Anzapfdampf aus dem Dampfprozess energetisch effizient entnommen werden oder zumindest auch teilweise aus der Kühlung von Produkten und Zwischenprodukten gewonnen werden. Hierdurch wird der Umwandlungswirkungsgrad von Strom zu den chemischen Produkten wesentlich gesteigert auf bis über 70% im Vergleich zu weniger als 60% bei Anlagen, die keine derartige Energieintegration besitzen.
Findet die CO₂ Abscheidung durch das PCC Verfahren statt, sollte der chemischen Absorption sinnvollerweise wenn notwendig eine Rauchgasentschwefelung und/oder Rauchgaskühlung vorgeschaltet sein, um auch die CO₂ Abscheidung höchst effizient und bei niedrigstem Waschmittelverbrauch (zumeist Aminlösungen) zu erlauben.
Anfallendes Wasser aus der Kühlung von Produkten oder Zwischenprodukten sollte nach einer evtl. notwendigen Aufreinigung vorzugsweise wieder der Elektrolyse zugeführt werden. Die Aufreinigung kann vorzugsweise in den Anlagen zur Speisewasseraufbereitung des Kraftwerkes und/oder auch in einer speziell dafür ausgelegten Wasseraufbereitung erfolgen.
Damit die volle Laständerungsgeschwindigkeit der Elektrolyse zur Unterstützung der Regelfähigkeit des Kraftwerkes oder im Rahmen eines Demand Side Managements verwendet werden kann, ist es zweckmäßig, in den Gesamtprozess Speicher für Wasser und/oder Wasserstoff und/oder CO₂ und/oder Sauerstoff zu integrieren, die eine im Bereich von Sekunden bis zu Stunden verzögerte Laständerung der chemischen Reaktoren oder der CO₂ Abscheidung zulassen. Dies können z. B. Druckspeicher (Druckbehälter oder Kavernen) sein oder auch Flüssigkeitsspeicher. So kann damit die Last der Elektrolyse durch die aufgebrachte elektrische Leistung im Bereich weniger Sekunden um bis zu 100% geändert werden während die CO₂ Abscheidung und die nachgeschalteten Reaktoren längere Zeit für die Laständerung aufwenden können.
Die Gesamtanlagenteilkomponenten (Anlagenkomplexe 1 = Kraftwerk & 2 = Elektrolyse + CO₂-Abscheidung + Reaktoren etc.) können entweder antiproportional zum Strombedarf im Netz gefahren werden, d. h. hohe Last der Elektrolyse, CO₂ Abscheidung und Reaktoren insbesondere dann, wenn niedriger Strombedarf herrscht, während das Kraftwerk selbst bei niedrigstmöglicher Last betrieben wird oder auch entkoppelt in der Art geregelt werden, dass die Elektrolyse, CO₂ Abscheidung und Reaktoren im Regelfall bei Maximallast gefahren werden und nur für positive Lastanforderungen des Stromnetzes abgeregelt werden.
Diese zweite Art Anlagenbetrieb ist insbesondere sinnvoll, wenn das Preisniveau an der Strombörse oft sehr niedrig ist und/oder häufig positive Lastgradienten (Einspeisung) zu fahren sind, da durch momentanes Abschalten der Elektrolyse sehr schnell hohe zusätzliche Einspeisung geleistet werden kann.
Im ersten Fall können je nach momentaner Anlagenleistung durch schnellste Laststeigerung oder Lastabsenkung der Elektrolyse Gradienten der Kraftwerksleistung in beide Richtungen unterstützt werden.
Die gesamte Dynamik des Systems ist zudem unterstützbar durch die parallele Schaltung von Batteriesystemen, die sich zweckmäßig auf niedriger Spannungsebene parallel zu Elektrolysen integrieren lassen. Die Größe eines solchen Batteriespeichers anhand des erwarteten Strompreisniveaus und der Auslastung des Kraftwerkes sowie der erwarteten Regeleingriffe zur Stabilisierung des Stromnetzes ausgelegt werden.
Auch die zuvor genannten Verfahren zur Speicherung von Wärme im Dampfkreislauf oder aus elektrischer Wärmeerzeugung lassen sich vorteilhaft mit dem erfindungsgemäßen Verfahren kombinieren.
Befindet sich das Kraftwerk nahe einer Industrieanlage, in der Sauerstoff benötig wird, wie z. B. in der Stahlindustrie oder der chemischen Industrie, ist es zweckmäßig, den bei Verwendung einer Wasserelektrolyse entstehenden Sauerstoff in diesen Industrieanlagen zu verwenden und gleichzeitig die Leistung vorhandener Luftzerlegungsanlagen zu reduzieren.
Ansonsten kann der Sauerstoff erfindungsgemäß teilweise oder vollständig auch zur Unterstützung der Feuerung des Kraftwerkes zur Steigerung des Kesselwirkungsgrades durch die Reduktion des Abgasvolumenstromes oder in einer reinen Oxyfuelfeuerung mit integrierter CO₂ Abscheidung als Alternative zur PCC verwendet werden.
Ist weder die Verwendung in einem nahegelegenen Industriebetrieb, noch die Verwendung in einer sauerstoffangereicherten Feuerung möglich oder wünschenswert, lässt sich der Sauerstoff nach evtl. notwendiger Aufreinigung und Trocknung höher verdichten und als Drucksauerstoff oder nach Verflüssigung als flüssiger Sauerstoff vermarkten. Die Implementierung solcher nachgeschalteter Prozesse erhöht weiter die Stromaufnahme des Gesamtprozesses und kann sinnvoll zur Erweiterung des Lastregelbereiches bis hin zu negativen Stromeinspeisungen (= Stromaufnahme) des Kraftwerks bzw. Industriestandortes genutzt werden.
Bei dem hier beschrieben Verfahren zur Flexibilisierung eines Kraftwerkes können je nach Ausgestaltung und verwendetem Brennstoff bei Nutzung der vollen Eigenstromerzeugung unabhängig vom Lastbereich im stationären Betrieb ca. 10–35% des im Brennstoff bzw. Rauchgas enthaltenen Kohlenstoffes in Methanol und Methanolfolgeprodukte umgewandelt werden. Durch die Verwendung von zusätzlich aus dem Netz bezogenem Strom lässt sich dieser Anteil weiter auf bis über 90% erhöhen. Außerdem kann bei Einsatz von Speichern für die Zwischenprodukte CO₂, H₂, O₂ zeitweise der Betrieb von der Stromerzeugung im Kraftwerk entkoppelt werden. Weiterhin ist es auch möglich, durch die Auslegung der Elektrolyse auf niedrigere Stromdichten im Normalbetrieb zeitweise kurzfristig die Leistung der Elektrolyse stark bis auf Werte über 200% des Normalbetriebes zu erhöhen, um mehr Strom zu verbrauchen und die Laständerungen der Stromeinspeisung mit diesem negativen Gradienten zu unterstützen.
Die Erfindung ist anhand der 3 und 4 erläutert und/oder dargestellt. Die 1 und 2 dienen der Erläuterung der sich stellenden Problematik und von aus dem Stand der Technik bekannten Lösungen.
Das Ausführungsbeispiel in 3 zeigt ein mit Braunkohle befeuertes Kraftwerk mit Dampferzeuger 1, bei dem das Rauchgas in einem Luftvorwärmer (2) die Verbrennungsluft vorheizt und das Rauchgas danach weiter abgekühlt wird und Wärme in einem Wärmeverschubsystem 3 für die Speisewasservorwärmung zur Verfügung stellt. Danach wird das Abgas in einer Rauchgasentschwefelungsanlage 4 weitgehend von SO₂ und SO₃ befreit und verlässt diese Anlage mit 40–90°C. Um eine hohe Verfügbarkeit und große Abscheideraten in der nachgeschalteten Postcombustion Capture Anlage zu gewährleisten wird das Rauchgas einer Feinreinigung 6 unterzogen, in der eine Wäsche mit NaOH Lösung stattfindet und das Gas auf 30–50°C abgekühlt wird und gleichzeitig die SO₂/SO₃ Konzentration des Gases weiter erniedrigt wird.
Anschließend wird das Gas in einem Absorber 7 im Gegenstrom mit einem Waschmittel in Kontakt gebracht, vorzugsweise einer wässrigen Aminlösung bestehend aus einem optimierten CO₂ Waschmittel. Ist das Waschmittel eine einfache Monoethanolaminlösung so ist der Energiebedarf bei der später folgenden Desorption 8 3,2 bis 3,8 MJ/kg entfernten CO₂. Aus diesem Grunde ist es sinnvoll eher ein optimiertes Waschmittel mit einem Energiebedarf zur Desorption von 2,4 bis 2,8 MJ/kg einzusetzen. Die für die Desorption benötigte Wärme wird im Reboiler 9 in Form von Dampf zugeführt. Dieser Dampf kann z. B. als Anzapfdampf 12 zwischen Mitteldruck- 10 und Niederdruckturbine 11 des Dampfkreislaufes des Kraftwerkes bei einer Temperatur zwischen 110 und 200°C entnommen werden. Das Kondensat 13 der Reboilerbeheizung wird hier zweckmäßigerweise in der Vorwärmstrecke des Dampfkreislaufes zurückgeführt. Den Desorber verlässt nach einer Kühlung und Nachwäsche 14 (Nachwäsche evtl. auch mit einem sauren Medium) ein Gemisch aus Kohlendioxid und Wasserdampf. Dieses wird zweckmäßigerweise in einer oder mehreren Verdichterstufen 15 auf einen Druck oberhalb von z. B. 20 bar, vorzugsweise auch über 30–60 bar verdichtet. Die fühlbarer Wärme des den Desorber verlassenen Gasgemisches und teilweise auch die Kondensationswärme des enthaltenen Wassers wird sinnvollerweise in den Wärmetauschern 16a, 16b entnommen und anderen Anlagenteilen wie der Niederdruckvorwärmung (17b), oder der Verbrennungsluftvorwärmung 17a oder auch den Eduktvorwärmungen 17c, 17d in den Reaktoren zugeführt. Nach der letzten Verdichtungsstufe kann ein Speicher 18 angeordnet sein. In diesem Fall ist auch eine vorherige Abkühlung 19 des CO₂ Gases günstig. Vor dem Reaktor oder am Anfang des Reaktors wird dann in einem Wärmetauscher 20 noch weiter Wärme, vorzugsweise Abwärme aus anderen Prozessen oder Anzapfdampf, hinzugeführt um das Edukt CO₂ auf Reaktortemperatur im Bereich von 100–400°C, vorzugsweise 150 bis 300°C zu bringen.
Wasserstoff wird in dem dargestellten Prozess in einer alkalischen Wasserelektrolyse hergestellt. Hier können aber auch verschiedene andere Elektrolyseurtypen wie Polymerelektrolyt Membran Elektrolyseure (PEM) oder SOEC (solid oxide electrolyser cell), auch mit anderen Produkten, wie z. B. Chlorgas und Wasserstoff bei einer Cloralkalielektrolyse, Verwendung finden.
Dargestellt ist eine alkalische Elektrolyse 21 bei erhöhter Temperatur zwischen 50 und 100°C, vorzugsweise zwischen 70–90°C. Zweckmäßigerweise werden die Elektrolysezelle selbst und das zugeführte Medium Wasser sowie das umgewälzte Wasser temperiert 22a, 22b, so dass die Elektrolyse sich jederzeit im optimalen Betriebstemperaturbereich befindet und schnell Laständerungen, insbesondere auch hin zu höheren Lasten, durchführen kann.
Diese Art Elektrolyse kann in einem weiten Bereich von Drücken betrieben werden, in diesem Fall bieten sich Drücke oberhalb von 15 bar, vorzugsweise 20 bis 60 bar an. Alternativ kann aber auch noch ein H₂ Verdichter 23 vorgesehen werden, besonders, wenn eine Zwischenspeicherung 24 vorgesehen ist. Der Betrieb einer Zwischenkühlung 25 ist nur bei Verwendung des Speichers sinnvoll. In jedem Fall sollte mittels Anzapfdampf oder Abwärme aus dem Reaktor 27 eine Vorwärmung 26 des Wasserstoffs in die Nähe der Reaktionstemperatur erfolgen. Weitere Abwärme des Reaktors kann über Kühleinrichtungen 28a, 28b, 28c an die Vorwärmstrecke des Kraftwerkes wie hier dargestellt, an den Reboiler der PCC, und/oder verschiedene Eduktvorwärmungen abgeführt werden. Da im Reaktor kein sehr hoher Umsatz der Edukte erreicht wird sondern nur beispielsweise 10–35% ist die nachgeschaltete Kühlung 28a, 28b, 28c mit Phasentrennung 29 und Rückführung 30 der gasförmigen Bestandteile in Gänze oder teilweise zweckmäßig. In der Rückführung sind wiederum Aufheizungen der rückgeführten Edukte sinnvoll vorzusehen. Die flüssige Phase der Phasentrennung 29 wird des Weiteren einer Destillation oder Rektifikation 31 zugeführt, um insbesondere das Reaktionsprodukt Wasser, aber auch wenn notwendig für eine höhere Reinheit schwerersiedende Alkohle abzutrennen. Der Wärmebedarf der Destillation oder Rektifikation wiederum wird zweckmäßig durch minderwertigen Anzapfdampf und/oder durch Abwärme aus dem Reboiler oder anderen Prozessschritten gedeckt. Die Wärme der Produkte dieses Trennschrittes, insbesondere die Verdampfungswärme des gasförmigen Produktes Methanol 35 kann in einem abschließenden Kühlschritt 32a, 32b wieder der Vorwärmstrecke des Kraftwerkes und/oder einer der Eduktvorwärmungen zugeführt.
Das auch aus der Destillation abgeführte Wasser 33 sollte zweckmäßig wieder einer speziellen Wasseraufbereitungsanlage und/oder der Speisewasseraufbereitungsanlage des Kraftwerkes zugeführt werden, um im Weiteren wieder als Edukt der Elektrolyse verwendet zu werden.
Der Sauerstoff kann wie zuvor beschrieben verdichtet und weiter verwendet werden.
In der hier in der 3 dargestellten Ausführung werden z. B. beim Betrieb des 670 MWel Kraftwerkes bei 30% Last 45 kg/s Brennstoff (Heizwert 10,5 MJ/kg) benötigt, 190 Mel Strom erzeugt, 15% des im Rauchgas enthaltenen CO₂ abgeschieden und 1,1 kg/s Wasserstoff elektrolytisch erzeugt. Daraus werden ca. 6 kg/s Methanol erzeugt, was einer Kohlenstoffumwandlungseffizienz vom Brennstoff zu dem Produkt Methanol von ca. 27% entspricht und auch einem Wirkungsgrad von über 60% (Strom zu Heizwert des Methanols) entspricht.
Würden diese Mengen Produkt in 90% der Jahresstunden erzeugt und Brennstoffkosten von 10 €/t sowie Erlöse von 400 €/t Methanol angenommen, ließen 60 Mio Euro erzielen. Natürlich fallen auch noch andere Betriebskosten sowie die Investitionskosten für die ergänzenden Anlagenteile an, allerding kann das Kraftwerk auch zusätzlich Erlöse generieren durch höhere Stromproduktion, nahezu ganzjährige Primär/Sekundärregelung und auch Erlöse durch Demandside-Management durch die Elektrolyse sind möglich. Insbesondere kann die Elektrolyse selbst wesentlich schneller als das Kraftwerk jederzeit Lasten zwischen 0 und bis über 400 MW (Überlasten nur kurzzeitig) fahren und so können zusätzliche Netzdienstleistungen erbracht werden.
Hieraus ergibt sich, dass die Flexibilisierung in der dargestellten Art technisch wie wirtschaftlich einen positiven Einfluss auf den Betrieb des Kraftwerkes hat.
Bezugszeichenliste

1: Dampferzeuger
2: Luftvorwärmer
3: Wärmeverschubsystem
4: Rauchgasentschwefelungsanlage
5: Post Combustion Capture (PCC)/CO₂-Abscheidung
6: Feinreinigung
7: Absorber
8: Desorption
9: Reboiler
10: Mitteldruckturbine
11: Niederdruckturbine
12: Anzapfdampf
13: Kondensat
14: Nachwäsche
15: Verdichterstufe
16a, 16b: Wärmetauscher
17a: Verbrennungsluftvorwärmung
17b: Niederdruckvorwärmung
17c, 17d: Eduktvorwärmung
18: Speicher/CO₂-Speicher
19: Abkühlung
20: Wärmetauscher
21: Alkalische Elektrolyse
22a, 22b: Wassertemperierung
23: H₂-Verdichter
24: Zwischenspeicherung, H₂-Speicher
25: Zwischenkühlung
26: Vorwärmung des Wasserstoffs
27: Reaktor
28a, b, c: Kühleinrichtungen
29: Phasentrennung
30: Rückführung
31: Destillation, Rektifikation
32a, 32b: Kühlschritt
33: Wasser
34: Wasser
35: Methanol
40: Kraftwärmekopplungsanlage mit Dampfauskopplung zur Fernwärmeerzeugung
41: Wärmespeicher
42: elektrische Beheizung (= Power to Heat)
43: Pumpe
44: Fernwärmesystem
45: Endverbraucher
50: Brennstoff
52: Luft
54: Dampfkreislauf, Turbine, Vorwärmung
55: Rauchgas mit reduzierter CO₂-Emission
57: Anzapfdampf
60: Methanolproduktion inkl. eventueller Aufreinigung
61: Elektrolyse
70: Generator/Transformator
71: Stromnetz
74: Wärmespeicher
75: Fernwärme
77: O₂-Verdichtung oder -Verflüssigung
79: O₂-Speicher
80: O₂-Konsument, LZA-Reduktion
81: Wasserreinigung
82: Produktion von Methanolfolgeprodukten
83: Methanolspeicher
84: Methanolfolgeproduktspeicher
86: Abwärme
GP: Gasphase
FP: Flüssigphase
HDV: Hochdruckvorwärmung
NDV: Niederdruckvorwärmung
HD: Hochdruckturbine
MD: Mitteldruckturbine
ND: Niederdruckturbine
RG: Rauchgas
H₂: Wasserstoff
CO₂: Kohlendioxid
LZA: Luftzerlegungsanlage
TF: Transformator

Claims

Verfahren zum flexiblen Betrieb einer Kraftwerksanlage/Vorrichtung, die mit kohlenstoffhaltigen Brennstoffen betrieben wird, wobei der Brennstoff z. B. biogenen Ursprungs sein kann und/oder aus fossilen Brennstoffen besteht und/oder Abfallstoffe oder Restgase eines chemischen oder industriellen Brennstoffes verbrannt werden oder Mischungen dieser Brennstoffe zum Einsatz kommen, dadurch gekennzeichnet, dass mit der Kraftwerksanlage/Vorrichtung eine CO₂-Abscheidung nach dem Post Combustion Capture Verfahren verbunden ist oder ein Oxyfuel Verbrennungsprozess stattfindet und weiterhin eine Elektrolyseanlage zur Herstellung von Wasserstoff vorhanden ist sowie eine Syntheseanlage mit chemischen Reaktoren zur Herstellung von Methanol und/oder Methanolfolgeprodukten vorhanden ist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem Speicher für Wasserstoff und/oder CO₂ und/oder Sauerstoff, vorzugsweise Druckspeicher, ansonsten aber auch Flüssigspeicher, für die Speicherung von Gasen im Bereich von Minuten bis Tagen oder länger vorhanden sind.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–2, bei dem das Kraftwerk neben der Stromeinspeisung auch Netzdienste wie Primärregelung und Sekundärregelung leistet.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–3, bei dem die Wasserstoffproduktion und/oder die CO₂ Abscheidung und/oder die chemischen Reaktoren den flexiblen Betrieb des Kraftwerkes durch vergleichsweise schnelle Laständerungen derart unterstützen, dass die gesamte Regelfähigkeit (insbesondere Primär- und Sekundärregelung) hinsichtlich der Stromeinspeisung oder des Strombezugs verbessert wird.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–4, bei dem die CO₂ Abscheidung und/oder die Wasserstoffproduktion derart geregelt werden, dass die Minimallast des Kraftwerkes und der Stromeinspeisung in das Netz weiter bis auf bis zu 0 MWel reduziert werden kann.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–5, bei dem zusätzlich Strom aus dem Netz bezogen wird, die Netzeinspeisung der Gesamtanlage also negative Werte erreicht.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–6, bei dem der Strombezug zur Wasserstoffherstellung bis zu 5 bis 10 fach höher ist als die Generatorleistung im aktuellen Lastzustand und bis zu 95% des produzierten CO₂ Stromes abgeschieden wird, um zeitgleich oder zeitverzögert in den chemischen Reaktoren Folgeprodukte herzustellen.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–7, bei dem Anlagenteile Netzdienste als Demand Side Management anbieten und so zur positiven oder negativen Einspeisung von Strom ins Netz beitragen.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–8, bei dem zumindest ein Teil des Wasserstoffes aus einer Wasserelektrolyse stammt.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–9, bei dem zumindest ein Teil des Wasserstoffes aus einer Chlor-Alkali Elektrolyse und/oder aus einer SOEC stammt.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–10, bei dem die Wasserstoffherstellung zumindest auch teilweise durch die Verwendung von erneuerbarem Strom z. B. aus Photovoltaik oder Windenergie betrieben wird.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–11, bei dem zumindest ein Teil der Reaktionsprodukte am Kraftwerksstandort gelagert wird und als Startbrennstoff und/oder als Unterstützungsbrennstoff und/oder Hauptbrennstoff zumindest zeitweise im Kraftwerk verwendet wird.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–12, bei dem notwendig Prozesswärme der Teilprozesses untereinander und/oder mit dem Kraftwerk ausgetauscht wird
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–13, bei dem Abwärme chemischer Reaktoren im Bereich von 30–400°C, vorzugsweise 100–300°C, in die Vorwärmung des Speisewassers des Dampfkreislaufes eingebracht wird und/oder in einer Postcombustion Capture Anlage (PCC) verwendet wird und/oder in einer Eduktvorwärmung der Reaktoren oder des Kraftwerkes verwendet wird.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–14, in dem Prozessabwärme, insbesondere im Bereich von 30–150°C, aus einer Postcombustion Capture Anlage und/oder Anzapfdampf aus dem Kraftwerk zur Vorwärmung von Prozessströmen eines Elektrolyseurs und/oder zur Begleitbeheizung desselben und/oder zur Vorwärmung von Edukten in chemischen Reaktoren und/oder zur Speisewasservorwärmung im Dampfkreislauf und/oder in einer Destillation oder Rektifikation von Produkten eingesetzt wird.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–15, in dem Abwärme aus der Kühlung von Produkten in der Eduktvorwärmung der Elektrolyse, von Reaktoren oder der Aufreinigung von Produkten eingesetzt wird.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–16, in dem zurückgewonnenes Wasser aus Produkten oder Zwischenprodukten nach einer evtl. Aufreinigung wieder der Elektrolyse zugeführt wird.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–17, bei dem der aus einer Wasserelektrolyse als Nebenprodukt entstehende Sauerstoff zumindest zum Teil in einem benachbarten Industriebetrieb die Auslastung von Luftzerlegungsanlagen reduziert.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–18, bei dem der aus einer Wasserelektrolyse als Nebenprodukt entstehende Sauerstoff zumindest zum Teil verdichtet und in Druckbehälter abgefüllt und/oder durch einen Kälteprozess verflüssigt wird.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–19, bei dem die Wasserstoffproduktion und/oder andere Anlagenteile, insbesondere elektrische Anlagenteile, derart dimensioniert sind, das zumindest kurzzeitig im Minutenbereich, vorzugsweise auch bis zu über 30 min, der elektrische Verbrauch auf über 100% des Auslegungswertes, vorzugsweise bis über 150–200%, erhöht werden kann.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–20, bei dem zusätzlich installierte Batterien und zum Anschluss notwendige elektrische Anlagenteile derart dimensioniert sind, das zumindest kurzzeitig im Sekundenbereich, vorzugsweise auch bis zu über 15 min, der elektrische Verbrauch oder die elektrische Einspeisung auf über 100% des Auslegungswertes, vorzugsweise bis über 150–300%, erhöht werden kann.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–21, bei dem eine elektrische Wassererhitzung und/oder Dampferzeugung installiert ist.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–22, bei dem eine Wärmespeicherung in Form von Wasser, Dampf oder Feststoffen oder Flüssigkeiten wie Salzen integriert ist.
Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1–23, bei dem Abwärme aus den Teilprozessen oder einer Turbinenanzapfung zur Trocknung von Braunkohle oder anderen Brennstoffen eingesetzt wird.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 24, die mit kohlenstoffhaltigen Brennstoffen betrieben wird, wobei der Brennstoff z. B. biogenen Ursprungs sein kann und/oder aus fossilen Brennstoffen besteht und/oder Abfallstoffe oder Restgase eines chemischen oder industriellen Brennstoffes verbrannt werden oder Mischungen dieser Brennstoffe zum Einsatz kommen, dadurch gekennzeichnet, dass mit der Kraftwerksanlage/Vorrichtung eine CO₂-Abscheidung nach dem Post Combustion Capture Verfahren verbunden ist oder ein Oxyfuel Verbrennungsprozess stattfindet und weiterhin eine Elektrolyseanlage zur Herstellung von Wasserstoff vorhanden ist sowie eine Syntheseanlage mit chemischen Reaktoren zur Herstellung von Methanol und/oder Methanolfolgeprodukten vorhanden ist.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach Anspruch 25, bei der Speicher für Wasserstoff und/oder CO₂ und/oder Sauerstoff, vorzugsweise Druckspeicher, ansonsten aber auch Flüssigspeicher, für die Speicherung von Gasen im Bereich von Minuten bis Tagen oder länger vorhanden sind.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 26, bei der das Kraftwerk neben der Stromeinspeisung auch Netzdienste wie Primärregelung und Sekundärregelung leistet.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 27, bei der die Wasserstoffproduktion und/oder die CO₂ Abscheidung und/oder die chemischen Reaktoren den flexiblen Betrieb des Kraftwerkes durch vergleichsweise schnelle Laständerungen derart unterstützen, dass die gesamte Regelfähigkeit (insbesondere Primär- und Sekundärregelung) hinsichtlich der Stromeinspeisung oder des Strombezugs verbessert wird.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 28, bei der die CO₂-Abscheidung und/oder die Wasserstoffproduktion derart geregelt werden, dass die Minimallast des Kraftwerkes und der Stromeinspeisung in das Netz weiter bis auf bis zu 0 MWel reduziert werden kann.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 29, bei der zusätzlich Strom aus dem Netz bezogen wird, die Netzeinspeisung der Gesamtanlage also negative Werte erreicht.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 30, bei der der Strombezug zur Wasserstoffherstellung bis zu 5 bis 10 fach höher ist als die Generatorleistung im aktuellen Lastzustand und bis zu 95% des produzierten CO₂ Stromes abgeschieden wird, um zeitgleich oder zeitverzögert in den chemischen Reaktoren Folgeprodukte herzustellen.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 31, bei der Anlagenteile Netzdienste als Demand Side Management anbieten und so zur positiven oder negativen Einspeisung von Strom ins Netz beitragen.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 32, bei der zumindest ein Teil des Wasserstoffes aus einer Wasserelektrolyse stammt.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 33, bei der zumindest ein Teil des Wasserstoffes aus einer Chlor-Alkali Elektrolyse und/oder aus einer SOEC stammt.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 34, bei der die Wasserstoffherstellung zumindest auch teilweise durch die Verwendung von erneuerbarem Strom, z. B. aus Photovoltaik oder Windenergie, betrieben wird.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 35, bei der zumindest ein Teil der Reaktionsprodukte am Kraftwerksstandort gelagert wird und als Startbrennstoff und/oder als Unterstützungsbrennstoff und/oder Hauptbrennstoff zumindest zeitweise im Kraftwerk verwendet wird.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 36, bei der notwendige Prozesswärme der Teilprozesses untereinander und/oder mit dem Kraftwerk ausgetauscht wird
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 37, bei der Abwärme chemischer Reaktoren im Bereich von 30–400°C, vorzugsweise 100–300°C, in die Vorwärmung des Speisewassers des Dampfkreislaufes eingebracht wird und/oder in einer Postcombustion Capture Anlage (PCC) verwendet wird und/oder in einer Eduktvorwärmung der Reaktoren oder des Kraftwerkes verwendet wird.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 38, in der Prozessabwärme, insbesondere im Bereich von 30–150°C, aus einer Postcombustion Capture Anlage und/oder Anzapfdampf aus dem Kraftwerk zur Vorwärmung von Prozessströmen eines Elektrolyseurs und/oder zur Begleitbeheizung desselben und/oder zur Vorwärmung von Edukten in chemischen Reaktoren und/oder zur Speisewasservorwärmung im Dampfkreislauf und/oder in einer Destillation oder Rektifikation von Produkten eingesetzt wird.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 39, in der Abwärme aus der Kühlung von Produkten in der Eduktvorwärmung der Elektrolyse, von Reaktoren oder der Aufreinigung von Produkten eingesetzt wird.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 40, in der zurückgewonnenes Wasser aus Produkten oder Zwischenprodukten nach einer evtl. Aufreinigung wieder der Elektrolyse zugeführt wird.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 41, bei der der aus einer Wasserelektrolyse als Nebenprodukt entstehende Sauerstoff zumindest zum Teil in einem benachbarten Industriebetrieb die Auslastung von Luftzerlegungsanlagen reduziert.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 42, bei der der aus einer Wasserelektrolyse als Nebenprodukt entstehende Sauerstoff zumindest zum Teil verdichtet und in Druckbehälter abgefüllt und/oder durch einen Kälteprozess verflüssigt wird.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 43, bei der die Wasserstoffproduktion und/oder andere Anlagenteile, insbesondere elektrische Anlagenteile, derart dimensioniert sind, das zumindest kurzzeitig im Minutenbereich, vorzugsweise auch bis zu über 30 min, der elektrische Verbrauch auf über 100% des Auslegungswertes, vorzugsweise bis über 150–200% erhöht werden kann.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 44, bei der zusätzlich installierte Batterien und zum Anschluss notwendige elektrische Anlagenteile derart dimensioniert sind, das zumindest kurzzeitig im Sekundenbereich, vorzugsweise auch bis zu über 15 min, der elektrische Verbrauch oder die elektrische Einspeisung auf über 100% des Auslegungswertes, vorzugsweise bis über 150–300% erhöht werden kann.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 45, bei der eine elektrische Wassererhitzung und/oder Dampferzeugung installiert ist.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 46, bei der eine Wärmespeicherung in Form von Wasser, Dampf oder Feststoffen oder Flüssigkeiten wie Salzen integriert ist.
Vorrichtung und/oder Kraftwerksanlage, insbesondere zur Durchführung eines Verfahrens nach einem oder mehreren der Ansprüche 25 bis 47, bei der Abwärme aus den Teilprozessen oder einer Turbinenanzapfung zur Trocknung von Braunkohle oder anderen Brennstoffen eingesetzt wird.