WO2009100881A2 - Kohlekraftwerk und verfahren zum betrieb des kohlekraftwerkes - Google Patents

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WO2009100881A2
WO2009100881A2 PCT/EP2009/000925 EP2009000925W WO2009100881A2 WO 2009100881 A2 WO2009100881 A2 WO 2009100881A2 EP 2009000925 W EP2009000925 W EP 2009000925W WO 2009100881 A2 WO2009100881 A2 WO 2009100881A2
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Andreas Rohde
Christian Bergins
Friedrich Klauke
Martin Ehmann
Thorsten Buddenberg
Bernd Vollmer
Thomas Krause
Alfred Gwosdz
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Hitachi Power Europe Gmbh
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    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Definitions

  • the invention is directed to a method for operating and for controlling a coal-fired steam generator comprising a power plant, the steam generator of which is designed for combustion with combustion coal combustion in the steam generator by the heat transfer to the steam mass flow achievable steam parameters.
  • the invention is directed to a coal-fired power plant with a coal-fired steam generator, the steam generator is designed for achievable with combustion air coal combustion in the steam generator by the heat transfer to the steam mass flow achievable steam parameters.
  • the CO 2 concentration in the flue gas is greatly increased by using a mixture of recirculated flue gas and almost pure oxygen instead of air to burn the coal.
  • the purity of the oxygen obtained from an air separation plant (LZA) the quality of the flue gas cleaning plants (denitrification, desulfurization, dedusting) and the process control, which is decisive the location of the flue gas recirculation (eg the locations / locations 1-6 in Fig. I) - on the purity of the process after a flue gas drying (condensation of the water by cooling) leaving CO 2 .
  • the CO 2 concentration should be so high and the exposure to pollutants so low that the CO 2 can be directly compressed and fed to storage.
  • the advantage of this concept is that both steam generator and steam cycle and turbine design, which are designed for a conventional air operation, do not differ fundamentally from those that are designed for oxyfuel operation.
  • the proportion of other aggregates required for conventional energy generation compared to conventional power plants is ⁇ 15%.
  • the invention is therefore based on the object to provide a solution that makes it possible to operate for an air operation designed coal power plants with a successful after the oxyfuel process combustion of the fuel in the furnace chamber of the steam generator of the coal power plant.
  • this object is achieved in that in the steam generator combustion of the carbonaceous fuel after the oxyfuel process with approximately pure, more than 95 vol .-% O 2 containing oxygen and recirculated, high CO 2 -containing flue gas is carried out such that the mass flows of all the coal-fired burners and the steam generator supplied fuel streams and combustion gas, conveying gas and process gas streams of combustion oxygen and / or recirculated flue gas formed in their respective composition ratio of oxygen and / or flue gas and each other be agreed that the heat transfer in the steam generator by flame radiation, gas radiation and convection on the steam mass flow in the steam / water cycle of the steam generator compared to the air combustion is kept the same, in particular the same steam parameters are obtained.
  • the above object is achieved analogously in that in the steam generator combustion of the carbonaceous fuel after the oxyfuel process with approximately pure, more than 95 vol .-% O 2 containing oxygen and recirculated , high C ⁇ 2 ⁇ containing flue gas such that the mass flows of all the coal-fired burners and the steam generator supplied fuel streams and combustion gas, conveying gas and process gas streams of combustion oxygen and / or recirculated flue gas formed in their respective composition ratio of oxygen and / or flue gas and are matched to one another that the heat transfer in the steam generator by flame radiation, gas radiation and convection on the steam mass flow in the steam / water cycle of the steam generator compared to the air combustion remains the same overall, in particular the D obtained ampfparameter are the same.
  • the invention achieves that a coal-fired power plant designed for combustion with air can also be operated without difficulty as a CO 2 -free or CO 2 -free power plant operating according to the oxyfuel process with recirculated flue gas and converted to the oxyfuel process or oxyfuel operation. or can be retrofitted.
  • the burners are then operated with a supply of pure oxygen> 95 vol .-% O 2 or a mixture of pure oxygen and recirculated, highly CO 2 -containing flue gas.
  • flue gas resulting from the combustion process is returned to the burner and the burner or combustion chamber, ie recirculated.
  • treated and / or untreated flue gas can be recirculated to the steam generator in accordance with the invention.
  • untreated flue gas is meant that which is branched off in the flue gas path to the steam generator for recirculation, before in the flue gas flue gas treatment such as by an electrostatic precipitator, a flue gas desulfurization or a flue gas dryer.
  • the invention further provides that an existing, in particular a so-called 600 0 C - power plant with the method according to claim 1 or 2 is retrofitted.
  • the recirculation rate of the flue gas is 65% to 80%, in particular 74% to 78%.
  • a designed for air operation power plant can operate in oxyfuel operation when the flue gas behind a desulfurization or flue gas desulfurization or one, in particular additional and / or retrofitted, flue gas cooler is withdrawn for recirculation, which the Invention also provides.
  • Flue gas desulphurisation plant is used as absorbent fire lime (CaO).
  • the invention provides that between a induced draft and a desulfurization or desulfurization a heat transfer system is installed. As a result, the heat balance of the recirculating flue gas stream and the temperature of the recirculated flue gas can be influenced by energy dissipation.
  • the power plant according to the invention finally characterized by the fact that the flue gas duct in the flow direction after a denitrification, one in particular parallel to a Air preheater (LUVO) guided bypass line having arranged therein gas-gas heat exchanger.
  • LUVO Air preheater
  • FIG. 1 is a schematic representation of a process and system diagram of the gas and fire side of a
  • FIG. 2 is a schematic diagram of a process scheme of the gas and fire side of a steam generator
  • 3 is a schematic diagram of another embodiment of a gas and fire side process scheme of a steam generator
  • FIG. 5 shows a comparison of the temperature profile over the furnace height in the radiation part of a steam generator in FIG.
  • Fig. 10 in tabular table form a comparison between the air operation and the oxyfuel operation with respect to various physical properties
  • Fig. 11 is a representation corresponding to FIG. 2 with additional indication of the gas temperatures in ° C and the mass flows in kg / s.
  • FIG. 2 shows a process diagram of the gas side of a coal power plant, according to and with which the coal power plant on the burner side can be operated both in air operation and in oxyfuel operation.
  • the combustion air is preheated after being sucked by the fresh ventilator 7 in a possibly existing heat displacement system (WVS) 35 (WÜ3).
  • WVS heat displacement system
  • WÜ3 possibly existing heat displacement system
  • the air preheater (LUVO) 8 After further heating in the air preheater (LUVO) 8, the air in carrying air, other burner air, upper air and - if available - divided into a Mühlenniklaufström.
  • the carrying air is fed to the mill before a further blower (primary fan) 9, by its increase in pressure, the discharge of the coal is ensured to the burners 10.
  • the Mühlenniklaufström is used for heat displacement (WÜ1 and WÜ2) from the exhaust gas in the feedwater pre-heating. This has a positive effect on the overall efficiency of the system, because a larger heat flow of the exhaust gas is used and thus the exhaust gas losses are reduced. In addition, bleed steam for the feedwater pre-heating can be saved.
  • the flue gas After combustion in the steam generator 11, in addition to the heat exchange with the combustion air (LUVO), the flue gas furthermore undergoes catalytic nitrogen removal 12, a dedusting 13 and a desulfurization 14 in order to comply with the respective emission limit values.
  • the flue gas which is enriched as recirculation gas with oxygen and used as a replacement for the combustion air, therefore, in a preferred embodiment behind the desulfurization 14, 15 at the point 5 or in the described here method of oxyfuel operation behind a additionally installed flue gas cooler 16 deducted at the point 6, which of course also admixtures of recycled at the points 1 to 4 or 1 to 5 or one of these points flue gas are possible.
  • the flue gas has a very high purity (in terms of dust, SO 2 / SO 3 content) and a sufficiently low temperature. This ensures that when converting to oxyfuel operation, all existing units and air / flue gas ducts can continue to be used.
  • FIG. 5 shows that the temperature profile curve 43 for the oxyfuel operation 43 agrees well with the curve 44 for the air operation.
  • 6 also shows in a comparison of the result shown in the left partial image in an oxyfuel operation with the air operation shown in the right partial image, that in oxyfuel operation essentially the same temperatures can be set on the firing side as well as on the steam side, as the respective specified temperature values over the height of a steam generator 11 show.
  • the firing side i. H. adapted the flue gas / gas side of the steam generator 11.
  • the water / steam cycle should remain at least substantially unchanged.
  • the total amount of recirculation gas is determined so that the heat transfer in the convective heating surfaces corresponds to the old design data.
  • FIG. 8 shows, which lists in terms of mean values the variables characterizing the heat transfer in the convective heating surfaces, this is achieved in the oxyfuel case with a recirculation gas quantity which has a smoke gas density which is 38.5% higher than that of the air, a higher heat transfer (alpha) Radiation (+ 23%) and convection (+ 6.8%), causes a 7.8% increase in flue gas mass flow and a reduction in the mean logarithmic temperature difference by 11.2% or brings.
  • the recirculation rate of the flue gas is 75.7%. However, this value depends on the exact fuel characteristics and the basic design of the power plant and can assume values between 65 and 80%.
  • the recirculation rate is the proportion of the recirculated flue gas to the total amount of flue gas.
  • Power plants are nowadays equipped as a primary measure against nitrogen oxide emissions with low NOx burners and firing systems, which in addition to the fuel carrying carrier "air” at least one mostly twisted - secondary "air” and the swirl stage burner also an outer tertiary "air” and a inner core “air” stream have.
  • Optimum control of coal burnup and NOx emission by controlling oxygen-rich and oxygen-depleted zones in the flame is possible by appropriate selection of convolutions and pulse / momentum ratios of the individual streams.
  • such a burner is also able to work with different gas compositions and thus offers the possibility of burnup and temperature in a suitable manner in oxyfuel operation set so that the air operation analog heat quantities are transmitted in the combustion chamber and also a low-emission combustion takes place , Furthermore, virtually no thermal NO x is formed in oxy-fuel operation due to the largely nitrogen-free flue gas, so that lower NO x emissions (in comparison to air operation) occur.
  • the proportion of the recirculated flue gas, which is required in the oxyfuel operation for the burner, results in the first approximation from the requirement for maintaining the pulse currents at the burners in the different modes of operation.
  • the portion 47 of the burner "air”, which is used as a partial flow of the combustion gas to discharge the coal from the mill 36 (carrier gas), must also be determined according to the equality of the impulse forces acting on the carbon particles.
  • the carrier gas is capable of discharging the coal from the mill 36 with the momentum current maintenance at the burner depends on the flow resistance (equation 3), the buoyancy force (equation 4), and the weight force (equation 5).
  • the oxygen content of the burner gas streams 38 or the burner "vent” is adjusted so that the adiabatic combustion temperature remains nearly constant.
  • the oxygen contents of transport gas and the other gas streams should also differ by up to 15% by mass.
  • the burnout speed in the flame can be controlled in order to make the temperature curves in the combustion chamber 25 of the steam generator 11 similar to those of the air combustion.
  • Temperature course and temperature level are finally responsible for the dominating in the combustion chamber 18 of the steam generator 11 heat transfer by radiation in this area, which is the relevant design criterion to to comply with the required Brennschendtemperatur or transferred to the working fluid water in the combustion chamber walls amount of heat.
  • FIG. 2 Not shown in Figure 2 is the so-called veil or side gass injection used in some power plants to reduce the risk of reducing areas near the walls of the combustion chamber and to avoid the risk of increased wall corrosion.
  • Their proportion of the total quantity of gas or "air" supplied in the area of the burners 10 remains unchanged in the exemplary embodiment, in order to continue to provide the momentum flow necessary for the penetration depth and coverage of the entire wall, but their oxygen content is compared in oxyfuel operation up to 20 percentage points of pure air operation to effectively protect against the higher levels of CO (in this part of the firebox) due to the Boudouard balance and high CO 2 levels.
  • the proportion of the recirculated flue gas which is added as burnout gas (ABL) or overfire air (OFA) 37 in the upper part of the combustion chamber 25 of the steam generator 11 is determined by the determination of the other gas flows.
  • the oxygen content set in the combustion air (ABL) is determined from the total stoichiometry, ie from the excess of oxygen necessary for the safe combustion of all coal constituents and minimizing the CO content - in the exemplary embodiment the stoichiometric factor is 1.17. However, depending on the design basis of the power plant, it may assume values between 1.1 and 1.25, but should be as low as possible in the oxyfuel case to avoid further dilution of CO 2 by excess oxygen.
  • the rinsing and / or sealing gas 40 air used today in / at rotating parts of the coal mills associated with the power plant 36 is replaced by CO 2 during the conversion to the oxyfuel operation.
  • the LUVO (air preheater) 8 remains required in the illustrated embodiment.
  • the recycled recirculated flue gas amount can not absorb the entire amount of heat due to the lack of oxygen, since the oxygen is not mixed before the LUVO 8 in the flue gas.
  • this is not desirable because conventional regenerative air preheater in the design case for an air operation between the two flowing in opposite directions gas streams (exhaust gas and recirculated flue gas) a have unavoidable leakage in the direction of the flue gas. Therefore, in oxyfuel operation, oxygen losses (and higher energy expenditure) and a lower CO 2 purity would have to be expected.
  • a gas-gas heat exchanger 19 for preheating the oxygen is installed together with a control flap for dividing the flue gas to be cooled for the oxyfuel operation in the bypass to the LUVO 8.
  • the seal against the environment can be improved with more or less effort, since there is still a negative pressure on the flue gas side at this point.
  • Dry ash is installed. In wet scrubbing is by sealing the water-filled tub against the
  • Electrostatic filters 13 are performed gas-tight (for example, gas-tight
  • the absorbent should be converted from limestone (CaCO 3) to quicklime (CaO), since the CO 2 required for the solution of the limestone ⁇ Release the solution process by the saturation of the washing suspension with CO 2 is hindered.
  • the systems of Absorbensanmischung be modified accordingly. Since in the flue gas desulphurization according to the method commonly used today, the calcium sulphide formed in the solution is oxidized by air injection to calcium sulphate, this process step is also modified during the conversion / conversion to the oxyfuel operation.
  • This high desulfurization can be achieved and SO 2 / SO 3 values of 20-40 200mg / Nm 3 (dry, at current oxygen content). Further cleaning takes place before the compression and after the flue gas recirculation in order to clean only the necessary flue gas flow to the required by the compression clean gas values.
  • the thus purified flue gases are fed to the compressor station 24.
  • the residues of O 2 and N 2 which are still present in the gas stream are removed from the liquefied CO 2 by a phase separator, since these gases do not liquefy under these conditions. Now the CO 2 is available for storage and onward transport.
  • liquid nitrogen produced in the LZA (air separation plant) 20 can be used in combination with a cooling water stream (if the products of the air separation oxygen and nitrogen are liquid).
  • the nitrogen is initially used in the cooling system of the multi-stage CO 2 compressor 24 in order to minimize the energy requirement of the compressor.
  • the energy transferred to the "superheated” nitrogen is removed by means of an expansion turbine partially recovered, the temperature of the nitrogen decreases again.
  • the mass flow of nitrogen is then used via coupling heat exchanger both for cooling the NaOH recirculation as well as for cooling the arranged according to REA 15 flue gas condensation dryer 21 and there supplemented by cooling water streams. Thereafter, the nitrogen can optionally be routed again via expansion turbines for energy recovery and recycled through a chimney into the environment.
  • the described procedure for designing the firing of a oxyfuel steam generator can also be iteratively coupled with the normal design of the convective heating surfaces of a steam generator and used to reduce the Schundiere while increasing the flue gas velocity by reducing the cross section of the combustion chamber for cost-optimized design of a new plant.
  • a direct analogy of the momentum ratios must be deviated from on the fluid mechanics side:
  • the case of air combustion can then be designed with correspondingly reduced power (partial load for startup / shutdown processes and malfunctions) (with the same flow velocity limiting under erosion aspects).
  • the aim of the oxyfuel process is to achieve the highest possible CO 2 - to achieve concentration in the flue gas to the energy-intensive CO can be saved 2 scrubbing of the "post-combustion process" During the compression of CO 2, the energy consumption can be reduced. If the CO 2 has a high concentration, the compressor capacity is then only related to the CO 2 and not to the impurities When burning with air, the nitrogen content of about 78% by volume prevents high CO 2 enrichment in the flue gas By contrast, when burned with pure oxygen, significantly higher CO 2 levels of up to 80% by volume can be achieved in the combustion of dry lignite and over 90% by volume for hard coal, which may vary depending on the firing conditions and coal composition nevertheless good conditions for a capture and storage of CO 2 .
  • Oxyfuel operation lacks the nitrogen, on the one hand as
  • the heat transfer in the steam generator 11 takes place convective or by radiation.
  • convective heat transfer changed values with regard to heat capacity, viscosity and thermal conductivity as well as flue gas density result with an altered flue gas composition, as FIG. 8 shows. This also changes the flow velocity of the flue gas.
  • the heat transfer ratios can be adjusted by adjusting the molar recirculation ratio.
  • Optimum molar recirculation ratios of 3.25 are determined for the moist recirculation of the flue gas (removal at location 5) and 2.6 at a recirculation at location 6 after flue gas drying 21. As the recirculation ratio increases, heat transfer by radiation decreases due to lower flame temperatures.
  • the radiative heat transfer changes mainly depending on the composition and the temperature of the
  • the high nitrogen content in the flue gas during air combustion is replaced by CO 2 in the oxyfuel process.
  • the flue gas contains more or less water.
  • CO 2 and H 2 O are not diathermanic like N 2 and O 2 , but they absorb and emit heat radiation as a function of the gas temperature.
  • the increased heat capacity of the combustion gas caused mainly by CO 2 and water, changes important flame properties.
  • the emissivity of the flame in oxyfuel operation and in air operation are similar. It depends mainly on the coal, the fly ash, soot particles in the flame, but not on the CO 2 concentration.
  • Ignition delay is calculated by dividing the distance the coal particles travel before ignition by the particle velocity. The ignition delay increases
  • the other parameters remained constant.
  • the ignition delay is greater for the same oxygen contents than in a nitrogen-rich atmosphere (air operation).
  • the gas In order to achieve the same ignition delay as in air combustion, in oxyfuel operation the gas must consist of 30% by volume of oxygen and 70% by volume of CO 2 .
  • the support tube bulkhead 49 has the peculiarity of having as Konvektivschreib Chemistry also a large proportion of radiation. This can be explained by the position as the first bundle heating surface above the combustion chamber 18.
  • the power amplifiers of the HP (high pressure) and MD (medium pressure) section as well as the economizer heating surface are flowed through in the sense of a direct flow. This is used in the final stages to reduce the tendency to corrosion due to lower material temperatures and to protect the turbine from temperature fluctuations. In the Economizer Schuflache 32, the discharge of possibly resulting vapor bubbles should be guaranteed.
  • the goal is to convert a 600 0 C or 700 ° C power plant designed for air operation to the oxyfuel process.
  • Neither existing regenerative air preheater 8 nor a heat transfer system 16 in front of the flue gas desulfurization system 14, 15 are necessary in oxyfuel operation, since at a diversion of a large part of the flue gas before the LUVO 8 the material flow to be cooled and the material to be heated are missing.
  • An existing E-filter 13 and the flue gas desulfurization system 15 are oversized for oxyfuel operation. It may be possible to adjust the flow conditions for optimum dust separation or desulphurisation rate by shutting down individual e-filter lanes or laundry levels. The intended only for the oxyfuel operation dryer 21 can be designed in this case for small flow rates.
  • the heating of the oxygen stream is then carried out in an additional heat exchanger 33, which is arranged in front of the E-filter 13. There, the flue gas has a temperature of about 380 0 C.
  • the temperature of the flue gas after LUVO 8 is controlled by the inlet temperature of the heated, countercurrent medium.
  • the problem is that by heating of the recirculated flue gas in the recirculation fan, the mass flow to be heated at the LUVO re-entry is hotter than the mass flow to be cooled at the outlet.
  • This problem can be solved by installing a heat sink in the form of a heat exchanger.
  • the discrepancy between flue gas mass flow on the cooling and the heating side of the LUVO is solved by a LUVO bypass 34 with oxygen preheating 33.
  • the flue gas In a recirculation of the flue gas from the point 4, behind the electrostatic precipitator 13, the flue gas enriches with sulfur oxides and water. The dust load for flue gas ducts and fans drops significantly.
  • the E-filter 13 is then designed and used for both the air and the oxyfuel operation.
  • the flue gas In a recirculation of the flue gas from the point 5, behind the desulfurization 14, 15 off, the flue gas enriches only further with water, since the sulfur is largely removed in the flue gas desulfurization 14,15. This reduces the risk of corrosion due to sulfuric acid.
  • the quenching effect in the REA 15 cools the flue gas by partial evaporation of the absorber suspension. In this case, the water content and the outlet temperature of the flue gas in dependence on the saturation temperature.
  • the flue gas In a recirculation of the flue gas from the point 6, behind the dryer 21, the flue gas is fully dedusted, desulfurized and dried sucked back or recycled (recirculated). With this quality of flue gas, the fresh air blower can be used as a recirculation blower. All used in air operation heat exchanger and flue gas treatment components can be operated unchanged in oxyfuel operation compared to air operation. However, the entire flue gas mass flow over the Dryer 21 passed so that it must be designed to be large enough to dissipate large heat flows can.
  • a sub-stream routed through all flue gas treatment components is appropriately cleaned, thereby reducing the levels of pollutants such as dust, water and sulfur oxides.
  • a second partial flow can then be recirculated very close to the steam generator 11, for example at the point 1, at a high energy level. This eliminates the cooling and subsequent reheating of this flue gas partial stream.
  • the recirculation mass flow which together with the mixed oxygen mass flow with unchanged flue gas temperature profile, primarily changes the flow rates in and on the heating surfaces affected. Due to the higher density of CO 2 (oxyfuel operation) compared to the N 2 (air operation) results in the same mass flow, a slower flow.
  • the flow velocity of the flue gas in addition to physical properties such as viscosity, thermal conductivity and heat capacity, plays an important role in the heat transfer from the flue gas to the heating surface. Despite the changed heat transfer conditions, the required steam parameters are achieved.
  • the control introduces as much and as long as fuel until the high pressure (HP) mass flow, the temperature is controlled by the enthalpy control and injection, is reached. Influence on the medium pressure (MD) outlet temperature can be taken over the height, thus the quantity, of the recirculation mass flow, which ensures favorable flow velocities for the heat transfer.
  • the oxygen excess ⁇ 02 is understood as meaning the ratio of the supplied oxygen stream m O 2 to the stoichiometrically required oxygen stream m O 2, min. When burning air, it becomes the required one
  • combustion oxygen mass flows supplied combustion gas, conveying gas, process gas.
  • the denominator is the stoichiometric oxygen demand, which is calculated from the reaction of the carbon components C, H, 0 and S to CO 2 , H 2 O and SO 2 .
  • FIG. 9 A comparison of the emerging flue gas compositions between the air operation and the oxyfuel operation with flue gas circulation behind the E-filter 13 at the point 4 and behind the dryer 21 at the point 6 is shown in FIG. 9.
  • FIG. 10 shows the higher density of the flue gas in the oxyfuel process (+23.9%, + 33.3%).
  • Heat capacity, dynamic viscosity and thermal conductivity of the flue gases change little when taken at the point 6 compared to the air operation.
  • the higher heat capacity and the higher thermal conductivity at point 4 compared to point 6 are due to the even higher water content of the flue gas there.
  • the mass flow of fuel and the recirculation mass flow are adjusted. Due to the higher density of the flue gas in the oxyfuel process, the flow in the convective part slows down despite higher flue gas mass flow.
  • the material values from FIG. 10 enter into the Reynolds and Prandtl numbers, which in turn lead to the Nusselt number.
  • the Strahlungssammlungfest are the Konvektivußflachen 28 to 32, 49 along the flue gas path in the combustion chamber 25 and the radiation chambers 26, 27 upstream.
  • the water flows through the Economizer Bankflache 32 first convective heating, then the Strahlungssammlung lake for evaporation and finally convective heating surfaces to overheat the steam.
  • the flue gas is significantly colder due to the higher heat capacity in the oxyfuel process in the combustion chamber 25 and slightly hotter at the end before LUVO than in the air process.
  • the achievement of the adiabatic combustion temperature of the air process is therefore not absolutely necessary.
  • the most important conversion to oxyfuel operation is the recycling of some of the flue gases.
  • the recirculation gases are branched off behind the induced draft 17 and returned.
  • the return is shown, in Fig. 11 in addition, the temperature and mass flow data of the recirculated flue gas stream, the oxygen supplied from the oxygen preheater and thermal energy flows are listed.
  • the opposite one Air components to be converted or added are grayed out.
  • the necessary pressure increase to overcome the flow resistance and to produce a pressure gradient in the LUVO 8 and in the gas channels is accomplished by a recirculation fan 48, 48 a, 48 b.
  • the temperature recirculation side in the flow direction before the LUVO 8 is higher than flue gas side in the flow direction behind the LUVO 8.
  • a cooling of the flue gas in the LUVO 8 before entering the E-filter 13 to a lower temperature is therefore not possible without further action.
  • the flue gas side cooling in the LUVO 8 is therefore controlled via the heat exchanger 35 (WÜ3), 16 by setting a recirculation side temperature in front of the LUVO 8.
  • the heat transfer in the LUVO 8 is determined by the mass flows. In order to achieve the same flue gas temperatures at the entrance of the REA 15 as in the air process, the flue gas is cooled further after the induced draft 17.
  • the designed for air operation flue gas desulphurisation plant 15 is usually oversized for oxyfuel operation and it may be necessary to adapt to the reduced flow and the higher sulfur concentration. This is made possible by a design in which a larger part of the scrubber can be shut down in oxyfuel operation. In the smaller part used then appropriate flow velocities are set. In air operation, the entire REA 15 would be used. The air supplied during the air process to improve the reaction must be replaced by external oxygen injection (external oxidation) 39 in oxyfuel operation, so that the CO 2 concentration in the flue gas is not lowered. These two heat exchangers are used Feedwater. Due to the increased density of the flue gas, the flow velocity decreases during the oxyfuel operation compared to the air operation.
  • the flue gas side heat transfer changes due to changed material values. It is transmitted a smaller heat flow.
  • the Mühlenniklaufström can be increased by about 60%. This results in negative feedbacks on the taps of the turbine and a positive increase in the heat-absorbing mass flow in the LUVO.
  • the temperature of the hot gas required for drying the coal can be determined. To control this temperature, cold air is added to the mill during the air process. For a high CO 2 concentration in the exhaust gas recirculated CO 2 -containing flue gas is used instead in the oxyfuel process. Correspondingly cold flue gas is branched off behind the flue gas dryer and condenser 21 with about 25 0 C. After pressure increase and heating by an additional fan, it is mixed in front of the mill 36 with 30 0 C in the required proportion.
  • the flue gas can absorb the fuel humidity and the usual sifter in the mills 36 of 9O 0 C need not be increased from the viewpoint of saturation.
  • the dew point temperature of the sulfuric acid is in the mills
  • the flue gas recirculation mass flow has a decisive influence on the flow rate of the flue gases in the convective part of the steam generator and on the adiabatic combustion temperature.
  • a reduction of the flue gas mass flow at the burner has an effect on the processes in the combustion chamber 25 and the combustion chamber 18, such as an increase in the oxygen content.
  • the flue gases are branched off behind the flue gas dryer 21 and returned. Since the flue gas cools in the dryer 21 to 25 ° C and is highly dedusted and desulfurized, the fresh ventilator 7 can also be used as a recirculation fan.
  • the recirculated flue gas is warmed up to 107 0 C in the heat transfer system (WÜ3) 35.
  • This temperature has an effect on the cooling of the flue gas in the LUVO 8, which should be at most above the sulfuric acid dew point.
  • the heat displacement system (WÜ3) 35 is no longer designed as a regenerative heat exchanger in oxyfuel operation, because it could not achieve the desired media temperatures.
  • the heat transfer in the LUVO 8 is controlled by the distribution of the flue gas mass flow to the LUVO 8 and the LUVO bypass 34.
  • the inlet temperature into the REA 14, 15 is determined by the
  • Predetermined heat flow which can be transferred in the heat transfer system (WÜ3) 35, 16 to the recirculated flue gas, without adversely affecting the cooling of the flue gas in the LUVO 8.
  • the flue gas in the REA 14, 15 is 12% warmer than in the air process.
  • the adiabatic combustion temperature increases because a smaller flue gas mass flow must be heated at the burner. In the evaporator, a larger heat flow is thereby absorbed. The smaller flue gas mass flow cools down faster in the convective part, so that the flue gas behind the reheater heating surfaces 31 is colder than in air operation.
  • the steam outlet temperature in the HP section is 17 K higher than in air mode. This is mainly due to the increased heat absorption in the evaporator.
  • the MD part of the steam generator 11, consisting of pure Konvektivostflachen, however, does not reach the required warm-up, so that the temperature before the turbine 17 K lower than in air operation.
  • the recirculated mass flow is reduced by 20%, and the conditions for momentum conservation and oxygen content in the carrier gas are maintained, then the recirculated Gas mass flow beyond that not to the momentum conservation in the secondary gas. It is then out less flue gas on the secondary gas and no more over the top gas nozzles in the steam generator.
  • the fuel mass flow is now adjusted so that the required HD outlet mass flow is achieved. This is followed by an adaptation of the oxygen mass flow so that the desired oxygen excess of 1.17 is maintained.
  • the injected for cooling water mass flow upstream of the reheater 31 is used to control the MD outlet temperature. As a result, the fuel mass flow is reduced by 2.5% compared to the optimal state during air operation. As a result, the adiabatic combustion temperature increases less and it is absorbed by the radiant heating a slightly lower heat flux.
  • the flue gas cools faster due to the smaller heat flow introduced and is already behind the Matterhitzersammlung vom 29 colder than in the optimal case of air operation. This, together with the lower flue gas mass flow, has an effect on the heat transfer in the MD part. Despite the reduction of the injected cooling mass flow by 100%, the required outlet temperature at the reheater heating surfaces 31 can not be achieved.
  • the required HD outlet mass flow can be achieved by adjusting the mass flow of fuel.
  • the oxygen excess of 1.17 should be retained.
  • the water injected for cooling Mass flow in front of the reheater heating surfaces 31 is used to control the MD outlet temperature.
  • the steam generator control reacts to the steam temperature not reached at the outlet of the HP section with an increase of the fuel mass flow by 2.5%.
  • the slightly larger volume flow due to the increased flue gas temperatures ensures better heat transfer in the convective part of the steam generator.
  • the MD part is negatively affected.
  • the heat-up margins of the heating surfaces before the water injection increase, which can be compensated by quadrupling the injected Wassermassestroms.
  • Figures 31 and 29 show increased warm-up margins.
  • the required outlet temperature is exceeded by 5 K in the MD section.
  • the effects are similar to those of increased recirculation mass flow, albeit weaker.
  • the heat transfer in the convective part is improved, while it is lower at the radiant heating surfaces.
  • the radiation exchange coefficient of the combustion chamber 18 is increased by 30% from 1.636 to 2.127 and the fuel, oxygen and recirculation mass flows are kept constant, a larger heat flow is absorbed in the combustion chamber 18, whereby the flue gas leaves the combustion chamber more cooled.
  • a lower heat flow is transferred overall.
  • the exit temperature of the HD part is a bit too high and the MD part a bit too low. This is comparable with the effects of reducing the recirculation mass flow.
  • a smaller radiation exchange coefficient C can be achieved by minimizing the mass flow of fuel and increasing the
  • the required steam parameters can thus be achieved in the oxyfuel process without changes to the steam generator heating surfaces.
  • the heat transfer can be adjusted by adjusting the fuel, oxygen and recirculation mass flows. Increasing the fuel mass flow, however, lowers the overall efficiency and should therefore be avoided. On the other hand, if variable combustion gas compositions are used to influence the heat transfer in the steam generator, this has an effect much cheaper. Due to the possibility of mixing the oxygen into the primary, secondary and upper gas, thereby adjusting the oxygen content as desired, the oxyfuel process has an additional degree of freedom for controlling the flame temperatures.
  • both the radiation processes in the evaporator can be influenced via the flame temperature as well as the convective heat transfer via flue gas temperature and flow velocity.
  • the adiabatic combustion temperature of the air process can not be achieved.
  • the effects, in the form of a lower heat absorption in the combustion chamber due to the high temperature influence during radiant heat transfer, can be compensated in the convective part, so that the required steam parameters are achieved.
  • the energy consumption increases. Nevertheless, it can be expected with lower conversion costs than at a recirculation at the point 4 behind the e-filter 13. Consequently, the variant with recirculation of the flue gas at the point 6 behind the flue gas dryer 21 is technically and economically more advantageous.
  • the efficiency decreases in both variants by the additional electrical intrinsic demand of the air separation 20 and the CÜ 2 -Verdichtung 24 by about 10 percentage points percentage. Compared to flue gas scrubbing (MEA), however, the efficiency losses are low.

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Abstract

Bei einem Verfahren zum Betrieb und zur Steuerung/Regelung eines einen kohlebefeuerten Dampferzeuger (11) umfassenden Kraftwerks, dessen Dampferzeuger (11) für bei mit Verbrennungsluft erfolgender Kohleverbrennung im Dampferzeuger (11) durch die Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom erreichbare Dampfparameter ausgelegt ist, soll eine Lösung geschaffen werden, die es ermöglicht, für einen Luftbetrieb ausgelegte Kohlekraftwerke mit einer nach dem Oxyfuel-Prozess erfolgenden Verbrennung des Brennstoffs im Feuerungsraum des Dampferzeugers des Kohlekraftwerks zu betreiben. Dies wird dadurch erreicht, dass in dem Dampferzeuger (11) eine Verbrennung des kohlehaltigen Brennstoffes nach dem Oxyfuel-Prozess mit annähernd reinem, mehr als 95 Vol.-% O2 enthaltendem Sauerstoff und rezirkuliertem, hoch CO2-haltigem Rauchgas derart durchgeführt wird, dass die Massenströme aller den kohlebefeuerten Brennern (10) und dem Dampferzeuger (11) zugeführter Brennstoffströme sowie Verbrennungsgas-, Fördergas- und Prozessgasströme aus Verbrennungssauerstoff und/oder rezirkuliertem Rauchgas in ihrem jeweiligen Zusammensetzungsverhältnis an Sauerstoff und/oder Rauchgas derart ausgebildet und aufeinander abgestimmt werden, dass die im Dampferzeuger durch Flammenstrahlung, Gasstrahlung und Konvektion erfolgende Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom im Dampf-/Wasserkreislauf im Vergleich zur Luftverbrennung insgesamt gleich gehalten wird, insbesondere die gleichen Dampfparameter erhalten werden.

Description

Kohlekraftwerk und Verfahren zum Betrieb des Kohlekraftwerkes
Die Erfindung richtet sich auf ein Verfahren zum Betrieb und zur Steuerung/Regelung eines einen kohlebefeuerten Dampferzeuger umfassenden Kraftwerks, dessen Dampferzeuger für bei mit Verbrennungsluft erfolgender Kohleverbrennung im Dampferzeuger durch die Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom erreichbare Dampfparameter ausgelegt ist.
Weiterhin richtet sich die Erfindung auf ein Kohlekraftwerk mit einem kohlebefeuerten Dampferzeuger, dessen Dampferzeuger für bei mit Verbrennungsluft erfolgender Kohleverbrennung im Dampferzeuger durch die Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom erreichbare Dampfparameter ausgelegt ist.
Um zukünftig die CO2- Emissionen bei der Erzeugung von Strom aus fossilen Brennstoffen stark reduzieren zu können, werden derzeit die zwei nachstehend aufgeführten Konzepte entwickelt, welche in konventionell ausgelegten kohlenstaubgefeuerten Kohlekraftwerken (Steinkohle und Braunkohle) mit Großdampferzeuger eingesetzt werden können und die für zukünftige Kraftwerksgenerationen kommerziell verfügbar sein sollen:
1. Post-Combustion CO2 Capture durch nachgeschaltete CO2 Rauchgaswäsche
Hierbei wird das in geringer Konzentration (~13 Vol.-%) im Rauchgas vorliegende CO2 mit Waschlösungen in einer
Füllkörperkolonne unter Energiefreisetzung absorbiert und in einer zweiten Kolonne unter Energiezufuhr desorbiert. Die für die Desorption notwendige zusätzliche Energiezufuhr (meist in
Form von Anzapfdampf aus der Mitteldruckturbine zugeführte Energie) führt zu Wirkungsgradeinbußen von 10-12 %-Punkten gegenüber Kraftwerken ohne eine solche CO2-Abscheidung. Vorteil dieser Technologie ist u.a., dass das Verfahren dem Verbrennungsprozess nachgeschaltet wird und keine Rückwirkungen auf den Dampferzeuger hat, was eine Nachrüstung bestehender Kraftwerke ermöglicht. Zu den Nachteilen gehören der hohe Platzbedarf für die Rauchgaswäscher und der hohe Energiebedarf, welcher - bei einer evtl. Nachrüstung - einen hohen Änderungsaufwand im Bereich des Dampfkreislaufes sowie der Turbine mit sich bringt.
2. Oxyfuel-Verbrennung mit direkter CO2 Verdichtung
Bei dem Oxyfuel-Prozess wird die CO2 Konzentration im Rauchgas dadurch stark erhöht, dass anstelle von Luft zur Verbrennung der Kohle eine Mischung aus zurückgeführtem Rauchgas und fast reinem Sauerstoff verwendet wird. Dabei entscheiden vor allem die Dichtigkeit der - aus Sicherheitsgründen weiter unter leichtem Unterdruck betriebenen - Kraftwerksanlage mit all ihren Komponenten, die Reinheit des aus einer Luftzerlegungsanlage (LZA) bezogenen Sauerstoffes, die Qualität der Rauchgasreinigungsanlagen (Entstickung, Entschwefelung, Entstaubung) sowie die Prozessführung - besonders der Ort der Rauchgasrückführung (z.B. die Stellen/Orte 1-6 in Fig. I)- über die Reinheit des den Prozess nach einer Rauchgastrocknung (Auskondensation des Wassers durch Abkühlung) verlassenden CO2. Dabei sollte die CO2 Konzentration in jedem Fall so hoch und die Belastung mit Schadstoffen so niedrig sein, dass das CO2 direkt verdichtet und einer Speicherung zugeführt werden kann. Der Vorteil dieses Konzeptes besteht darin, dass sich sowohl Dampferzeuger als auch Dampfkreislauf und Turbinendesign, die für einen konventionellen Luftbetrieb ausgelegt sind, grundsätzlich nicht von solchen unterscheiden, die für den Oxyfuel-Betrieb ausgelegt sind. Außerdem ist die Wirkungsgradeinbuße dieses Prozesses gegenüber Kraftwerken ohne CC>2-Abscheidung mit 8-10 Prozentpunkten geringer als bei einer nachgeschalteten CO2-Rauchgaswäsche. Maßgeblich tragen zu dieser Einbuße der elektrischen Eigenbedarf der zu installierenden Luftzerlegungsanlage (>60% der Einbuße) sowie die zusätzliche Rauchgasverdichtung (>25% der Einbuße) bei. Der Anteil der anderen gegenüber konventionellen Kohlekraftwerken notwendigen Aggregate am zusätzlichen Energiebedarf ist <15%.
Um nun die Wertbeständigkeit bereits getätigter Investitionen in Kraftwerksneubauten von Kohlekraftwerken mit größtmöglicher Flexibilität im Hinblick auf zukünftige Entwicklungen im Zusammenhang mit einer gegebenenfalls noch nachzurüstenden Cθ2~Abscheidung auszustatten, ist es erforderlich, dass aktuelle Kraftwerksneubauten sich in Zukunft durch eine Umrüstung auf den Oxyfuel-Betrieb auch als CO2 arme Kraftwerke (weiter) betreiben lassen. Es ist aber auch angestrebt, ältere, bereits bestehende Kohlekraftwerke kostengünstig, d. h. mit möglichst geringem Investitionsaufwand und möglichst geringem Wirkungsgradverlust, mit einer Cθ2-Abscheidung ausstatten und auf einen Oxyfuel-Betrieb mit Cθ2~Abscheidung umrüsten zu können .
Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, eine Lösung zu schaffen, die es ermöglicht, für einen Luftbetrieb ausgelegte Kohlekraftwerke mit einer nach dem Oxyfuel-Prozess erfolgenden Verbrennung des Brennstoffs im Feuerungsraum des Dampferzeugers des Kohlekraftwerks zu betreiben.
Bei einem Verfahren der eingangs bezeichneten Art wird diese Aufgabe erfindungsgemäß dadurch gelöst, dass in dem Dampferzeuger eine Verbrennung des kohlehaltigen Brennstoffs nach dem Oxyfuel-Prozess mit annähernd reinem, mehr als 95 Vol.-% O2 enthaltendem Sauerstoff und rezirkuliertem, hoch Cθ2-haltigem Rauchgas derart durchgeführt wird, dass die Massenströme aller den kohlenbefeuerten Brennern und dem Dampferzeuger zugeführter Brennstoffströme sowie Verbrennungsgas-, Fördergas- und Prozessgasströme aus Verbrennungssauerstoff und/oder rezirkuliertem Rauchgas in ihrem jeweiligen Zusammensetzungsverhältnis an Sauerstoff und/oder Rauchgas derart ausgebildet und aufeinander abgestimmt werden, dass die im Dampferzeuger durch Flammenstrahlung, Gasstrahlung und Konvektion erfolgende Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom im Dampf-/Wasser- kreislauf des Dampferzeugers im Vergleich zur Luftverbrennung insgesamt gleich gehalten wird, insbesondere die gleichen Dampfparameter erhalten werden.
Bei einem Kraftwerk der eingangs näher bezeichneten Art wird die vorstehende Aufgabe erfindungsgemäß in analoger Weise dadurch gelöst, dass in dem Dampferzeuger eine Verbrennung des kohlehaltigen Brennstoffes nach dem Oxyfuel-Prozess mit annähernd reinem, mehr als 95 Vol.-% O2 enthaltendem Sauerstoff und rezirkuliertem, hoch Cθ2~haltigem Rauchgas derart erfolgt, dass die Massenströme aller den kohlebefeuerten Brennern und dem Dampferzeuger zugeführter Brennstoffströme sowie Verbrennungsgas-, Fördergas- und Prozessgasströme aus Verbrennungssauerstoff und/oder rezirkuliertem Rauchgas in ihrem jeweiligen Zusammensetzungsverhältnis an Sauerstoff und/oder Rauchgas derart ausgebildet und aufeinander abgestimmt sind, dass die im Dampferzeuger durch Flammenstrahlung, Gasstrahlung und Konvektion erfolgende Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom im Dampf-/Wasserkreislauf des Dampferzeugers im Vergleich zur Luftverbrennung insgesamt gleich bleibt, insbesondere die erhaltenen Dampfparameter gleich sind. Vorteilhafte Weiterbildungen und zweckmäßige Ausgestaltungen der Erfindung ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen .
Durch die Erfindung wird erreicht, dass ein für die Verbrennung mit Luft ausgelegtes kohlebefeuertes Kraftwerk auch als nach dem Oxyfuel-Prozess mit rezirkuliertem Rauchgas arbeitendes Cθ2~freies oder Cθ2~armes Kraftwerk problemlos betreibbar sowie auf den Oxyfuel-Prozess oder Oxyfuel-Betrieb umrüst- oder nachrüstbar ist. Bei einem solchen Kraftwerk werden die Brenner dann mit einer Zufuhr von reinem Sauerstoff > 95 Vol.-% O2 oder einer Mischung aus reinem Sauerstoff und rezirkuliertem, hoch CO2-haltigem Rauchgas betrieben.
Um ein für den Luftbetrieb ausgelegtes konventionelles Kraftwerk im Oxyfuel-Betrieb betreiben zu können, wird beim Verbrennungsprozess entstehendes Rauchgas in die Brenner und den Brenner- oder Feuerraum zurückgeführt, d.h. rezirkuliert. Um beim Oxyfuel-Betrieb die gleichen Dampfparameter wie beim Luftbetrieb zu erreichen, kann gemäß Ausgestaltung der Erfindung behandeltes und/oder unbehandeltes Rauchgas rezirkulierend zum Dampferzeuger rückgeführt werden. Unter „unbehandeltem" Rauchgas wird solches verstanden, das im Rauchgasweg nach dem Dampferzeuger zur Rezirkulation abgezweigt wird, bevor im Rauchgasweg eine Rauchgasbehandlung wie beispielsweise durch einen Elektrofilter, eine Rauchgasentschwefelungsanlage oder einen Rauchgastrockner erfolgt. Das Durchlaufen von Wärmeverschiebesystemen oder Elementen, mit welchen dem Rauchgas lediglich Energie entzogen wird, führt nicht dazu, dass das Rauchgas dann als behandelt anzusehen ist. Im in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel sind mögliche Stellen und Orte für eine Abzweigung von unbehandeltem Rauchgas mit den Bezugszeichen 1, 2 und 3 versehen. Unter dem Begriff „behandeltes" Rauchgas wird eine Behandlung verstanden, die die RauchgasZusammensetzung verändert. Mögliche Stellen oder Orte für eine Abzweigung von behandeltem Rauchgas zur Rezirkulation sind in der Fig. 1 mit den Bezugszeichen 4, 5 und 6 gekennzeichnet.
Da insbesondere moderne Kraftwerke zweckmäßigerweise für eine nachträgliche Umstellung auf den Oxyfuel-Betrieb vorgesehen werden sollen, sieht die Erfindung weiterhin vor, dass ein bestehendes, insbesondere ein sogenanntes 600 0C - Kraftwerk mit dem Verfahren nach Anspruch 1 oder 2 nachgerüstet wird.
Um beim Oxyfuel-Betrieb die gleichen Dampfparameter wie beim Luftbetrieb zu erzielen, ist es gemäß weiterer Ausgestaltung der Erfindung zweckmäßig, dass die Rezirkulationsrate des Rauchgases 65 % bis 80 %, insbesondere 74 % bis 78 %, beträgt .
Mit einem besonders geringen Umbau- oder Umrüstaufwand lässt sich ein für den Luftbetrieb ausgelegtes Kraftwerk dann im Oxyfuel-Betrieb betreiben, wenn das Rauchgas hinter einer Entschwefelung oder Rauchgasentschwefelungsanlage oder einem, insbesondere zusätzlich und/oder nachträglich installierten, Rauchgaskühler zur Rezirkulation abgezogen wird, was die Erfindung ebenfalls vorsieht.
Von besonderem Vorteil ist es gemäß Ausgestaltung der Erfindung dann weiterhin, wenn das Rauchgas in Strömungsrichtung hinter einem Rauchgaskondensationstrockner abgezogen wird.
Aufgrund des hohen Cθ2~Anteils im Rauchgas ist es beim
Oxyfuel-Betrieb weiterhin zweckmäßig, wenn in der
Rauchgasentschwefelungsanlage als Absorbens Brandkalk (CaO) verwendet wird. In Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Kraftwerkes sieht die Erfindung vor, dass zwischen einem Saugzug und einer Entschwefelung oder einer Entschwefelungsanlage ein Wärmeverschiebesystem installiert ist. Hierdurch lässt sich die Wärmebilanz des rezirkulierenden Rauchgasstromes sowie die Temperatur des rezirkulierten Rauchgases durch Energieabfuhr beeinflussen.
Um eine Temperaturbeeinflussung des Rauchgases, aber auch des dem Dampferzeuger nach einer Luftzerlegung in einer Luftzerlegeanlage zugeführten Sauerstoffs, in vorteilhafter Weise durchführen zu können, zeichnet sich das erfindungsgemäße Kraftwerk schließlich dadurch aus, dass der Rauchgaskanal in Strömungsrichtung nach einer Entstickungseinrichtung, eine insbesondere parallel zu einem Luftvorwärmer (LUVO) geführte Bypassleitung mit darin angeordnetem Gas-Gas-Wärmetauscher aufweist.
Es versteht sich, dass die vorstehend genannten und nachstehend noch zu erläuternden Merkmale nicht nur in der jeweils angegebenen Kombination, sondern auch in anderen Kombinationen verwendbar sind. Der Rahmen der Erfindung ist nur durch die Ansprüche definiert.
Die Erfindung ist nachstehend anhand einer Zeichnung näher erläutert. Diese zeigt in
Fig. 1 in schematischer Darstellung ein Verfahrens- und Anlagenschema der Gas- und Feuerseite eines
Dampferzeugers ,
Fig. 2 in schematischer Prinzipdarstellung ein Verfahrensschema der Gas- und Feuerseite eines Dampferzeugers, Fig. 3 in schematischer Prinzipdarstellung eine weitere Ausführungsform eines gas- und feuerseitigen Verfahrensschemas eines Dampferzeugers,
Fig. 4 in schematischer Prinzip- und Schnittdarstellung den Aufbau eines Dampferzeugers,
Fig. 5 einen Vergleich des Temperaturverlaufes über der Ofenhöhe im Strahlungsteil eines Dampferzeugers im
Vergleich zwischen Luft-Betrieb und Oxyfuel- Betrieb,
Fig. 6 einen Vergleich des Temperaturverlaufs im Konvektivteil eines Dampferzeugers im Vergleich zwischen Luft- und Oxyfuel-Betrieb,
Fig. 7 den Temperaturverlauf des Wasser/Dampf-Systems im Konvektivteil eines Dampferzeugers im Vergleich zwischen Luft-Betrieb und Oxyfuel-Betrieb,
Fig. 8 in tabellarischer Darstellung den Unterschied verschiedener Kennwerte im Vergleich zwischen Oxyfuel- und Luftbetrieb, einmal in metrischen Einheiten und einmal in Prozentangaben,
Fig. 9 in tabellarischer Darstellung den Unterschied in der Rauchgaszusammensetzung hinter dem Elektrofilter im Vergleich zwischen dem Luft- Betrieb und dem Oxyfuel-Prozess,
Fig. 10 in tabellarischer Tabellenform einen Vergleich zwischen dem Luft-Betrieb und dem Oxyfuel-Betrieb hinsichtlich verschiedener Stoffwerte und in Fig. 11 eine der Fig. 2 entsprechende Darstellung mit zusätzlicher Angabe der Gastemperaturen in °C und der Massenströme in kg/s.
Im Folgenden werden anhand der Fig. 1 - 3 die Anlagenergänzungen und Modifikationen beschrieben mit denen eine Umrüstung eines konventionellen Kohle-Kraftwerks auf den Oxyfuel-Betrieb erfolgen kann. Außerdem wird ein Verfahren beschrieben nach dem der Oxyfuel-Betrieb dann in optimaler Weise durchgeführt werden kann. Besonderheit der Umrüstung und des Verfahrens ist, dass auch nach der Umrüstung ein normaler Luftbetrieb weiter möglich ist. So kann die Anlage sicher im Luftbetrieb angefahren, auf den Oxyfuel-Betrieb umgeschaltet und vor dem Abschalten oder im Falle von Betriebsstörungen oder Unterbrechung der dem Kraftwerk nachgeschalteten Cθ2-Speichermöglichkeit auf den leichter zu beherrschenden Luftbetrieb (mit höherem Wirkungsgrad) mit Cθ2-Ausstoß umgeschaltet werden.
Die Fig. 2 zeigt ein Verfahrensschema der Gasseite eines Kohlekraftwerkes, nach und mit welchem das Kohlekraftwerk brennerseitig sowohl im Luft-Betrieb als auch im Oxyfuel- Betrieb betrieben werden kann. Hierbei wird beim Luftbetrieb der Anlage die Verbrennungsluft nach Ansaugung durch den Frischlüfter 7 in einem evtl. vorhandenen Wärmeverschubsystem (WVS) 35 (WÜ3) vorgewärmt. Dies ist jedoch heutzutage nicht in allen Kraftwerken realisiert. Nach weiterer Aufheizung im Luftvorwärmer (LUVO) 8 wird die Luft in Tragluft, sonstige Brennerluft, Oberluft und - falls vorhanden - in einen Mühlenkreislaufström aufgeteilt. Die Tragluft wird vor der Mühle einem weiteren Gebläse (Primärlüfter) 9 zugeführt, durch dessen Druckerhöhung die Austragung der Kohle zu den Brennern 10 gewährleistet ist. Der Mühlenkreislaufström wird zur Wärmeverschiebung (WÜ1 und WÜ2) vom Abgas in die Speisewasservorwärmstrecke genutzt. Das wirkt sich positiv auf den Gesamtwirkungsgrad der Anlage aus, weil ein größerer Wärmestrom des Abgases genutzt und damit die Abgasverluste gesenkt werden. Außerdem kann Anzapfdampf für die Speisewasservorwärmung eingespart werden.
Nach der Verbrennung im Dampferzeuger 11 erfährt das Rauchgas neben dem Wärmetausch mit der Verbrennungsluft (LUVO) des Weiteren zur Einhaltung der jeweiligen Emissionsgrenzwerte eine katalytische Entstickung 12 zur Reduzierung der NOx Emissionen, eine Entstaubung 13 und eine Entschwefelung 14.
Im Bereich des Dampferzeugers 11 erfolgt im Feuerraum die Verbrennung der Kohle und ein Teil der Wärmeübertragung auf das Arbeitsmedium Dampf/Wasser in den Wandheizflächen des
Dampferzeugers (hauptsächlich durch Strahlung) . In den anschließenden Konvektivheizflachen erfolgt eine konvektive
Wärmeübertragung in/an Überhitzer-, Zwischenüberhitzer- und Economizerheizflachen.
Beim Betrieb einer solchen Anlage entsprechend dem Oxyfuel- Prozess wäre nun eine Verwendung von Rezirkulationsgas (Rauchgas) auf hohem Temperaturniveau und vor Abschluss der Rauchgasreinigung beispielsweise an den Stellen 1 - 4 gemäß Fig. 1 entnommenes und dem Dampferzeuger 11 rückgeführtes Rauchgas aufgrund hoher Staub- und/oder SO2/SO3- Gehalte problematisch. Das im Vergleich zur Auslegung der Anlage für den Luftbetrieb erhöhte Temperaturniveau, der höhere Staub- und SO2/SO3- Gehalt und die daraus resultierende Erosions- /Korrosionsgefahr von Rauchgas- und Luftkanälen, Saugzuggebläse, eventuell vorhandenen Mühlenluftgebläse und Mühlenluftwärmetauscher, Mühlen, Brennereinbauten und Kesselwerkstoffen würde einen kompletten Ersatz dieser Aggregate aufgrund erhöhter Verschleißgefahr notwendig machen. Zudem müsste auch die Wärmetechnik/Verschaltung der Wärmetauscher aufgrund der geänderten Temperaturniveaus bis zum Brenner komplett überarbeitet werden. Eine solche Umrüstung ist zwar prinzipiell möglich, würde aber danach ohne weitere Änderungen/Ergänzungen keinen (einfachen) Luftbetrieb der Anlage mehr zulassen. Die Realisierung beider Betriebsarten und die Erstellung/Errichtung aller in diesem Fall erforderlichen Aggregate sowie Luft- und Rezirkulationskanäle ist für den Nachrüstfall aufgrund des mangelnden Platzangebotes in heutigen Kraftwerken aber fast ausgeschlossen oder aber in jedem Fall mit sehr hohem technischem und finanziellem Aufwand verbunden. Die Gefahr erhöhter SO3 Bildung im Rauchgas bei entsprechender Anreicherung und mehrmaligem Kontakt mit katalytisch aktiven Oberflächen im DeNOx-Reaktor (Entstickungsreaktor) 12 und LUVO (Luftvorwärmer) 8 wäre nicht zu vermeiden.
Aus den geschilderten Gründen wird bei dem hier beschriebenen erfindungsgemäßen Verfahren des Oxyfuel-Betriebs das Rauchgas, welches als Rezirkulationsgas mit Sauerstoff angereichert wird und als Ersatz für die Verbrennungsluft verwendet wird, daher in einer bevorzugten Ausführungsform hinter der Entschwefelung 14, 15 an der Stelle 5 oder hinter einem zusätzlich zu installierendem Rauchgaskühler 16 an der Stelle 6 abgezogen, wobei hierbei natürlich auch Beimischungen von an den Stellen 1 bis 4 oder 1 bis 5 oder einer dieser Stellen rückgeführtem Rauchgas möglich sind. An diesen Stellen 5 und 6 hat das Rauchgas eine sehr hohe Reinheit (hinsichtlich Staub, SO2/SO3-Gehalt ) sowie eine ausreichend niedrige Temperatur. Dadurch ist sichergestellt, dass bei einer Umstellung auf den Oxyfuel-Betrieb alle vorhandenen Aggregate und Luft-/Rauchgaskanäle weiter verwendet werden können. Einzig der Rauchgasrücksaugkanal 22, 23 muss an die Frischluftansaugung 7 angeschlossen werden sowie eine möglichst dichte Klappe zur Umschaltung zwischen Oxyfuel- und Luftbetrieb installiert werden. Es lassen sich dann beim Oxyfuel-Betrieb die Dampfparameter des Luftbetriebs erreichen, wie dies den Figuren 5 bis 7 zu entnehmen ist. Die Fig. 5 zeigt, dass die Temperaturverlaufskurve 43 für den Oxyfuel-Betrieb 43 gut mit der Kurve 44 für den Luftbetrieb übereinstimmt. Auch zeigt die Fig. 6 bei einem Vergleich des im linken Teilbild dargestellten Ergebnisses bei einem Oxyfuel-Betrieb mit dem im rechten Teilbild dargestellten Luft-Betrieb ebenfalls, dass sich beim Oxyfuel-Betrieb im Wesentlichen die gleichen Temperaturen sowohl feuerraumseitig als auch dampfseitig einstellen lassen, wie die jeweils angegebenen Temperaturwerte über die Höhe eines Dampferzeugers 11 zeigen. Damit zeigt sich, dass die im Dampferzeuger 11 durch Flammenstrahlung, Gasstrahlung und Konvektion erfolgende Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom im Dampf-/Wasserkreislauf des Dampferzeugers im Vergleich zur Luftverbrennung insgesamt zumindest im Wesentlichen gleich gehalten wird, insbesondere die gleichen Dampfparameter erhalten werden. Dies zeigt auch noch die Fig. 7, woraus sich ergibt, dass die Kurve 45 für den Luftbetrieb und die Kurve 46 für den Oxyfuel-Betrieb, die jeweils den Wärmeübergang ins Wasser/Dampf-System über die Höhe des Verdampfers und damit den Wärmeübergang im Konvektionsweg darstellen, im Wesentlichen denselben Temperaturverlauf über die Höhe des Dampferzeugers 11 wiedergeben.
Eventuell muss - falls in der Anlage nicht schon vorhanden - bei der Umrüstung ein Wärmeverschubsystem (WVS) 16, 35 zwischen Saugzug 17 und Entschwefelung 14, 15 installiert werden. Weitere Änderungen betreffen den Bereich der Oxidation in der Entschwefelungsanlage 15 und in der Entstickung 12, die Sauerstoffvorwärmung 19, und das Mühlensperrgas 40. Um größere Eingriffe in die Wärmetechnik des Kraftwerkes zu vermeiden, wird sichergestellt, dass die Wärmeübertragung im Bereich des Feuerraumes 18 und im Bereich der nachgeschalteten Konvektivheizflachen entsprechend der Auslegung für die Verbrennung mit Luft auch im Oxyfuel- Betrieb gewährleistet ist. Dies wird bei dem erfindungsgemäßen Verfahren dadurch erreicht, dass bei gleicher Feuerraumendtemperatur die Rauchgasmenge, welche die Konvektivheizflachen durchströmt, so bestimmt wird, dass trotz der aufgrund der Verbrennung von O2 mit rückgeführtem CO2-haltigem Rauchgas geänderten Wärmeübergangsbedingungen (Dichte, Rauchgastemperaturverlauf, Strömungsgeschwindigkeit und Wärmeübergangskoeffizient) nahezu die gleichen Wärmemengen auf das Arbeitsmedium Dampf übertragen werden.
Aufgrund der geänderten Rauchgaseigenschaften sowohl bezüglich des Wärmeinhaltes (Dichte, Wärmekapazität) als auch des Wärmeüberganges (geänderte Strömungsgeschwindigkeiten, Wärmeübergangskoeffizienten) wird die Feuerungsseite, d. h. die Rauchgas/Gasseite des Dampferzeugers 11 angepasst. Der Wasser/Dampf-Kreislauf soll zumindest im Wesentlichen unverändert bleiben.
Im Fall des Oxyfuel-Betriebs (Oxyfuel-Fall) entstehen durch die Größe der gesamten Rezirkulationsmenge des Rauchgases, die Aufteilung auf unterschiedliche Verbrennungsgas-,
Fördergas- und Prozessgasströme (Brenner"luft", Mühlen"luft",
Ausbrand"luft", Schleier"luft" ) sowie die Sauerstoffgehalte dieser Gasströme und den gesamten Sauerstoffüberschuss neue Freiheitsgrade, welche für die Anpassung der Feuerung genutzt werden.
Zunächst wird die gesamte Rezirkulationsgasmenge derart bestimmt, dass die Wärmeübertragung in den Konvektivheizflachen den alten Auslegungsdaten entspricht. Wie Fig. 8 zeigt, die in Mittelwerten die die Wärmeübertragung in den Konvektivheizflachen charakterisierende Größen auflistet, gelingt dies im Oxyfuel- FaIl mit einer Rezirkulationsgasmenge, die eine gegenüber dem Luft-Betrieb 38,5% höhere Rauchgasdichte, eine höhere Wärmeübertragung (alpha) durch Strahlung (+23%) und Konvektion (+6,8%), einen um 7,8 % erhöhten Rauchgasmassenstrom und eine Absenkung der mittleren logarithmischen Temperaturdifferenz um 11,2% bewirkt oder mit sich bringt. In diesem Fall beträgt die Rezirkulationsrate des Rauchgases 75,7%. Dieser Wert ist jedoch abhängig von den genauen Brennstoffeigenschaften und der Grundauslegung des Kraftwerkes und kann Werte zwischen 65 und 80% annehmen. Unter Rezirkulationsrate wird der Anteil des rezirkulierten Rauchgases an der Gesamtrauchgasmenge verstanden.
Kraftwerke sind heutzutage als primäre Maßnahme gegen Stickoxidemissionen mit NOx-armen Brennern und Feuerungssystemen ausgerüstet, welche neben der den Brennstoff transportierenden Trag"luft" zumindest eine meist verdrallte - Sekundär"luft" und beim Drallstufen- Brenner zudem einen äußeren Tertiär"luft" und einen inneren Kern"luft"strom aufweisen. Durch die entsprechende Wahl von Verdrallung und Impulsen/Impulsverhältnissen der einzelnen Ströme ist eine optimale Steuerung des Abbrandes der Kohle und der NOx-Emission durch die Kontrolle über Sauerstoffreiche und sauerstoffarme Zonen in der Flamme möglich. Ein solcher Brenner ist deshalb auch in der Lage, mit verschiedenen Gaszusammensetzungen zu arbeiten und bietet damit die Möglichkeit, Abbrand und Temperaturverlauf in geeigneter Weise im Oxyfuel-Betrieb so einzustellen, dass dem Luftbetrieb analoge Wärmemengen in der Brennkammer übertragen werden und zudem eine Schadstoffarme Verbrennung stattfindet. Weiterhin wird im Oxyfuel-Betrieb aufgrund des weitestgehend stickstofffreien Rauchgases so gut wie kein thermisches NOx gebildet, so dass geringere NOx-Emission (im Vergleich zum Luftbetrieb) auftreten.
Der Anteil des rezirkulierten Rauchgases, welches im Oxyfuel- Betrieb für die Brenner erforderlich ist, ergibt sich in erster Näherung aus der Forderung nach Beibehaltung der Impulsströme an den Brennern bei den unterschiedlichen Fahrweisen.
Für den Impulsstrom gilt Gl. 1
^ PG, SG ~ mPG,SG ' WPG,SG Gl . 1
mit
/ PG,SG Impulsstrom des Primär- bzw. Sekundärgases m PG,SG Massenstrom des Primär- bzw. Sekundärgases
W PG SG Strömungsgeschwindigkeit des Primär- bzw.
Sekundärgases .
Bei konstantem Querschnitt und unverändertem Impulsstrom ist
Figure imgf000017_0001
mit
mPG,sG Massenstrom des Primär- bzw. Sekundärgases im
Oxyfuel-Betrieb mPL,sL Massenstrom des Primär- bzw. Sekundärgases im Luftbetrieb
P PL,SL Dichte der Primär- und Sekundärluft PPG,SG Dichte des rezirkulierten Rauchgases in Abhängigkeit von der Zusammensetzung des Primärbzw. Sekundärgases
Der Anteil 47 der Brenner"luft" , der als Teilstrom des Verbrennungsgases verwendet wird, um die Kohle aus der Mühle 36 auszutragen (Traggas) , muss auch entsprechend der Gleichheit der auf die Kohlepartikel wirkenden Impulskräfte bestimmt werden.
Ob mit der Impulsstromerhaltung am Brenner das Traggas in der Lage ist, die Kohle aus der Mühle 36 auszutragen, hängt vom Strömungswiderstand (Gl. 3), der Auftriebskraft (Gl. 4), und der Gewichtskraft (Gl. 5) ab.
Figure imgf000018_0001
Fs = ■ g - Ps - Vs 61. 4
Figure imgf000018_0002
mit
F3W ~ Strömungskraft cw - Strömungswiderstandsbeiwert eines Staubkorns w - Strömungsgeschwindigkeit des Fluids F3 - Gewichtskraft des Staubkorns
A3, V3 - Oberfläche, Volumen des Staubkorns pF, ps - Dichte des Fluids, des Staubkorns g - Erdbeschleunigung
Die Gewichtskräfte sind in beiden Fällen gleichgroß und entfallen bei weiterer Betrachtung. Die Auftriebskraft ist vernachlässigbar klein, da der Dichteunterschied zwischen Rauchgas und Staubkorn sehr groß ist. Es folgt, dass allein die Strömungskraft verglichen werden muss. CW - AS - PF I* ' WÜ*2 = CW - A5 . PF*> ' W°* Gl . 6
Damit gilt Gl. 2 der Impulsstromerhaltung und es ist sichergestellt, dass die Kohle ausgetragen wird.
Der Sauerstoffgehalt der Brennergasströme 38 oder der Brenner"lüfte" wird so eingestellt, dass die adiabate Verbrennungstemperatur nahezu konstant bleibt.
Da die Stöchiometrie im Brennerbereich bei modernen Kraftwerken zum einen nach oben durch die dann erhöhte Bildung von NOx zum anderen nach unten durch die Gefahr der Bildung von Strähnen reduzierender Atmosphäre im Feuerraum 18 mit der Folge möglicherweise erhöhter Wandkorrosion beschränkt ist, muss auch im Oxyfuel-Fall der Auslegungswert für die Stöchiometrie der Verbrennung in etwa eingehalten werden. Da die Gefahr der Bildung thermischen Stickoxides durch das Fehlen des Luftstickstoffes gemindert ist, können zur Einstellung des Niveaus der Feuerraumtemperaturen aber auch leicht erhöhte Stöchiometrien verwendet werden.
In Abhängigkeit von den Brennstoffeigenschaften, insbesondere der Zündfähigkeit der Kohle, sollten sich zudem die Sauerstoffgehalte von Transportgas und den anderen Gasströmen um bis zu 15 Massen-%-Punkte unterscheiden. Hierdurch kann die Ausbrandgeschwindigkeit in der Flamme gesteuert werden, um auch die Temperaturverläufe in der Brennkammer 25 des Dampferzeugers 11 denen der Luftverbrennung ähnlich zu gestalten.
Temperaturverlauf und Temperaturniveau sind schließlich verantwortlich für die im Feuerraum 18 des Dampferzeugers 11 dominierende Wärmeübertragung durch Strahlung in diesem Bereich, welche das maßgebliche Auslegungskriterium ist, um die geforderte Brennkammerendtemperatur bzw. die auf das Arbeitsmedium Wasser in den Brennkammerwänden übertragene Wärmemenge einzuhalten.
Nicht dargestellt ist in der Fig. 2 die so genannte Schleieroder Seitengaseindüsung, die in manchen Kraftwerken verwendet wird, um die Gefahr von reduzierenden Bereichen in der Nähe der Brennkammerwände zu verringern und die Gefahr erhöhter Wandkorrosion zu vermeiden. Ihr Anteil an der gesamten im Bereich der Brenner 10 zugeführten Gas- oder „Luft"-menge bleibt im Ausführungsbeispiel unverändert gering, um weiterhin den für die Eindringtiefe und eine Bedeckung der ganzen Wand notwendigen Impulsstrom bereitzustellen. Ihr Sauerstoffgehalt wird im Oxyfuel-Betrieb jedoch gegenüber dem reinen Luftbetrieb um bis zu 20 Prozentpunkte erhöht, um effektiv gegen die aufgrund des Boudouard-Gleichgewichtes und der hohen CO2-Gehalte vorliegenden höheren CO-Gehalte (in diesem Teil des Feuerraumes) zu schützen.
Der Anteil des rezirkulierten Rauchgases welcher als Ausbrandgas (ABL) oder Over Fire Air (OFA) 37 im oberen Teil der Brennkammer 25 des Dampferzeugers 11 hinzugegeben wird, wird durch die Festlegung der anderen Gasströme bestimmt. Der in der Ausbrandluft (ABL) eingestellte Sauerstoffgehalt bestimmt sich aus der Gesamtstöchiometrie, d.h. aus dem insgesamt zur sicheren Verbrennung aller Kohlebestandteile und Minimierung des CO-Gehaltes notwendigen Sauerstoffüberschuss - im Ausführungsbeispiel beträgt der Stöchiometriefaktor 1.17. Er kann jedoch je nach Auslegungsbasis des Kraftwerkes für den Luftbetrieb Werte zwischen 1.1 und 1.25 annehmen, sollte jedoch im Oxyfuel-Fall möglichst gering sein, um eine weitere Verdünnung des CO2 durch Überschuss-Sauerstoff zu vermeiden. Damit ist die Übertragung der Verfahrensparameter vom Luftbetrieb auf den Oxyfuel-Betrieb im Wesentlichen abgeschlossen. In Ergänzung zu der dargestellten Analogie der Strömungsimpulse kann eine weitere wärmetechnische Optimierung der Verbrennung für den Oxyfuel-Betrieb durch die Einbeziehung detaillierter CFD (Computational Fluid Dynamics) Ergebnisse und experimenteller Ergebnisse für spezielle Kohlen erfolgen, die aber die Größe der eingestellten Verfahrensparameter nur geringfügig beeinflussen. In jedem Fall - also auch bei einer anderen Aufteilung der Rezirkulationsgasströme und abweichenden Sauerstoffgehalten - ist durch die dargestellte Vorgehensweise und die Berücksichtigung der verfügbaren Freiheitsgrade beim Oxyfuel- Betrieb eine Durchführung sowohl des konventionellen Luftbetriebs als auch eines Oxyfuel-Betriebs mit einer dermaßen modifizierten Kraftwerksanlage möglich. Es lassen sich dadurch dann beim Oxyfuel-Betrieb die zumindest im Wesentlichen gleichen Dampfparameter im Dampferzeuger 11 einstellen.
Das heute in/an rotierenden Teilen der dem Kraftwerk zugeordneten Kohlemühlen 36 gebräuchliche Spül- und/oder Sperrgas 40 Luft wird bei der Umrüstung auf den Oxyfuel- Betrieb durch CO2 ersetzt.
Wie Fig. 2 zeigt, bleibt der LUVO (Luftvorwärmer) 8 in dem dargestellten Ausführungsbeispiel erforderlich. Die zurückgeführte rezirkulierte Rauchgasmenge kann aufgrund des noch fehlenden Sauerstoffes allerdings nicht die gesamte notwendige Wärmemenge aufnehmen, da der Sauerstoff nicht vor dem LUVO 8 in das Rauchgas eingemischt wird. Dies ist allerdings auch nicht erwünscht, da übliche regenerative Luftvorwärmer im Auslegungsfall für einen Luftbetrieb zwischen den beiden in entgegengesetzte Richtungen strömenden Gasströmen (Abgas und rezirkuliertes Rauchgas) eine unvermeidbare Leckage in Richtung des Rauchgases aufweisen. Deshalb wäre im Oxyfuel-Betrieb mit Sauerstoffverlusten (und höherem Energieaufwand) sowie mit einer geringeren CO2 Reinheit zu rechnen. Aus diesem Grunde wird für den Oxyfuel- Betrieb im Bypass zum LUVO 8 ein Gas-Gas Wärmetauscher 19 zur Vorwärmung des Sauerstoffes zusammen mit einer Regelklappe zur Aufteilung des abzukühlenden Rauchgases installiert. Somit kann im reinen Luftbetrieb durch Abschaltung des Sauerstoffvorwärmers durch Verschließen des Bypasses durch Schließen der Regelklappe der alte Betriebszustand immer noch eingestellt werden.
Je nach Bauart des LUVOS 8 (d.h. mit rotierender Speichermasse oder mit rotierenden Hauben) ist mit mehr oder weniger Aufwand die Abdichtung gegen die Umgebung zu verbessern, da an dieser Stelle auf der Rauchgasseite noch Unterdruck herrscht.
Damit im Bereich des Trichters 41 des Dampferzeugers 11 keine erhöhten Einbrüche von Umgebungsluft in den Dampferzeuger 11 erfolgen, ist es bei einer Umrüstung in jedem Fall von
Vorteil, dass eine Nassentaschung des Dampferzeugers 11 nachgerüstet wird, falls in der bestehenden Anlage eine
Trockenentaschung installiert ist. Bei der Nassentaschung ist durch die Abdichtung der wassergefüllten Wanne gegen die
Dampferzeugerwände in jedem Fall eine ausreichende
Dichtigkeit gewährleistet.
Im Bereich des Elektrofilters 13 müssen keine wesentlichen Veränderungen vorgenommen werden. Es ist allerdings darauf zu achten, dass die Absperrorgane zu dem Entaschungssystem des
Elektrofilters 13 gasdicht ausgeführt werden (z.B. gasdichte
Zellenradschleusen) . Um diesen Leckagestrom an Falschluft im
System gänzlich zu vermeiden, sollten die Absperrorgane mit CO2 als Abdichtsperrgas beaufschlagt werden. Ebenso muss in der Entstickungsanlage (SCR = Selective Catalytic Reduction) 12 baulich keine wesentliche Veränderung vorgenommen werden. Mischgasströme, für welche im Normalbetrieb Luft verwendet wird, werden im Oxyfuel-Betrieb durch CO2 (siehe Pfeil in Fig. 2) ersetzt, welches nach oder in einer Zwischenstufe der Verdichtung entnommen werden kann. Prinzipiell können als Reagenz sowohl Ammoniak als auch Ammoniakwasser weiterverwendet werden.
Da die chemischen Reaktionen innerhalb der Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) 15 im Oxyfuel-Betrieb unter einer hauptsächlich aus CO2 bestehenden Atmosphäre ablaufen, sollte das Absorbens von Kalkstein (CaCO3) auf Brandkalk (CaO) umgestellt werden, da die zur Lösung des Kalksteins notwendige Cθ2~Freisetztung des Lösungsprozesses durch die Sättigung der Waschsuspension mit CO2 behindert wird. Hierzu sind die Anlagen der Absorbensanmischung entsprechend zu modifizieren. Da bei der Rauchgas- entschwefelung nach dem heutzutage üblicherweise eingesetzten Verfahren das in der Lösung entstehende Kalziumsulfid durch Lufteindüsung zu Kalziumsulfat aufoxidiert wird, wird bei der Umstellung/Umrüstung auf den Oxyfuel-Betrieb auch dieser Verfahrensschritt modifiziert. Da in einer für den Luftbetrieb ausgelegten Anlage die Aufoxidation aus Kostengründen durch Eindüsung von Luft in den Sumpf eines Sprühturms geschieht, würde man ohne apparative Änderung im Oxyfuel-Betrieb bei der Verwendung von Luft wieder nicht erwünschten Stickstoff eintragen. Die Eindüsung reinen Sauerstoffes verbietet sich, da zum einen die Herstellung dieses Sauerstoffes einen entsprechend größeren Energiebedarf der Luftzerlegungsanlage (LZA) 20 nach sich ziehen würde. Zum anderen führt die Notwendigkeit eines Sauerstoffüberschusses zu einer geringeren Reinheit des für die Lagerung vorgesehenen CO2. Aus diesem Grunde wird beim Ausführungs- beispiel die Entschwefelung durch den Zubau eines externen Rührbehälters 39 (Fig. 3) auf eine externe Oxidation umgestellt, wodurch ein N2- und (^-Eintrag in das System vermieden wird.
Da die heute in Deutschland nach den geltenden Gesetzen ausgelegten Entschwefelungsanlagen einen SO2-Wert von <200mg/Nm3 (Trocken, bei aktuellem Sauerstoffgehalt) erreichen, ist eine Verbesserung der Entschwefelung notwendig, um Korrosionsprobleme in nachgeschalteten Prozessschritten (Verdichtung, Transport zur Lagerstätte) zu vermeiden. Zudem sind bei einer Umrüstung/Umstellung auf Oxyfuel-Betrieb auch das Frischluftgebläse 7 und die Brennstoff/Luftkanäle nicht für erhöhte SO2/SO3-Gehalte ausgelegt. Eine Erhöhung der Abscheidung ist auf zwei Wegen möglich. Zum einen kann in Grenzen die vorhandene Entschwefelung durch die Erhöhung des Verhältnisses von Flüssigkeitsumwälzung zu Rauchgasstrom verbessert werden, zum anderen ist bei entsprechend vorhandenem Platz im Kopfbereich des Sprühturms die Nachrüstung einer weiteren Sprühebene möglich. Die Nachrüstung eines Trays oder das Zusetzen von lösungsfordernden Säuren verbessert ebenfalls die Entschwefelung .
Hiermit sind hohe Entschwefelungsgrade erreichbar und SO2/SO3-Werte von 20-40 200mg/Nm3 (Trocken, bei aktuellem Sauerstoffgehalt) . Eine weitere Reinigung erfolgt vor der Verdichtung und nach der Rauchgasrezirkulation um nur den notwendigen Rauchgasstrom auf die durch die Verdichtung geforderten Reingaswerte reinigen zu müssen.
Zur Trocknung der Rauchgase nach dem REA Prozess ist ein
Rauchgaskondensationstrockner 21 der REA 15 nachgeschaltet.
Dieser kühlt die Rauchgase weiter ab, um die geforderten Wassergehalte von < 3% (für die Rezirkulation) zu erreichen. Hierfür wird neben auch notwendigem Kühlwasser - wenn als Produkt vorhanden - auch der Flüssigstickstoff der Luftzerlegungsanlage 20 verwendet. Nach der Trocknung wird der Rauchgasstrom aufgeteilt und zum größeren Anteil rezirkuliert 22, 23. Der Teilstrom, der der Verdichtung 24 zugeführt werden soll, wird einer weiteren Purifikation zugeleitet.
Vor der Cθ2~Verdichterstation 24 sollten korrosive Anteile der Rauchgase und Wasser weitestgehend entfernt werden.
Hierfür wird ein NaOH-Wäscher mit eine Kühlung des
Rezirkulationsstroms eingesetzt. Während die NaOH-Wäsche eine weitere deutliche Absenkung der korrosiven Rauchgasanteile bewirkt (SO2/SO3 « 5 mg, HCl « 1 mg, HF « 1 mg, Staub « 1 mg) , sorgt die Kühlung der Umlaufflüssigkeit für eine weitere
Herabsetzung des Wassergehaltes. Optional wird ein weiterer, nachgeschalteter Kondensationskühler eingesetzt.
Die so gereinigten Rauchgase werden der Verdichterstation 24 zugeführt. Nach der Verdichtung werden die Reste von O2 und N2, welche noch im Gasstrom vorhanden sind, dem verflüssigten CO2 durch einen Phasentrenner entzogen, da diese Gase bei diesen Bedingungen nicht verflüssigen. Nun steht das CO2 zur Lagerung und Weitertransport zur Verfügung.
Die vorstehend beschriebenen Prozesse der weitergehenden Rauchgasreinigung bedürfen großer Kühlleistungen. Hierzu kann in der LZA (Luftzerlegeanlage) 20 erzeugter Flüssigstickstoff in Kombination mit einem Kühlwasserstrom verwendet werden (falls die Produkte der Luftzerlegung Sauerstoff und Stickstoff flüssig vorliegen) . Verwendung findet der Stickstoff zunächst im Kühlsystem des mehrstufigen CO2- Verdichters 24, um den Energiebedarf des Verdichters zu minimieren. Optional wird hiernach die in den „überhitzten" Stickstoff überführte Energie mittels einer Expansionsturbine teilweise zurückgewonnen, wobei die Temperatur des Stickstoffs erneut sinkt. Des Weiteren wird der Massenstrom des Stickstoffs danach über Kopplungswärmetauscher sowohl zur Kühlung der NaOH-Rezirkulation wie auch zur Kühlung des nach REA 15 angeordneten Rauchgaskondensationstrockners 21 verwendet und dort durch Kühlwasserströme ergänzt. Danach kann der Stickstoff optional wieder über Expansionsturbinen zur Energierückgewinnung geleitet werden und über einen Kamin in die Umwelt zurückgeführt werden.
Die beschriebene Vorgehensweise zur Auslegung der Feuerung eines Oxyfueldampferzeugers kann iterativ auch mit der normalen Auslegung der Konvektivheizflachen eines Dampferzeugers gekoppelt werden und unter Reduzierung der Heizflächengröße bei gleichzeitiger Erhöhung der Rauchgasgeschwindigkeit durch die Verringerung des Querschnitts der Brennkammer zum kostenoptimierten Design einer Neuanlage eingesetzt werden. Hierbei muss dann auf der strömungsmechanischen Seite von einer direkten Analogie der Impulsverhältnisse abgewichen werden: Der Fall der Luftverbrennung kann dann (bei gleicher unter Erosionsgesichtspunkten begrenzender Strömungsgeschwindigkeit) mit entsprechend reduzierter Leistung (Teillast für Anfahr-/Abfahrvorgänge und Betriebsstörungen) ausgelegt werden.
Die nachstehenden Erläuterungen befassen sich ebenfalls mit einem Umrüstkonzept für ein Kohlekraftwerk. Es wird erörtert, welche Ansätze zur Realisierung eines Cθ2~freien Kraftwerks, bei dem das CO2 abgeschieden und gelagert wird, existieren und welche Vor- und Nachteile bestehen. Knapp wird der Stand der Forschungen zum Oxyfuel-Prozess wiedergegeben. Nach einer Diskussion möglicher Varianten des Oxyfuel-Prozesses werden zwei Varianten ausgewählt. Für diese werden Betrachtungen zu den notwendigen Umrüstmaßnahmen der Kraftwerkskomponenten Verbrennungsgassystem, Rauchgasreinigungsanlage, Mühlen, Brenner und Dampferzeuger durchgeführt. Wärmetechnische Berechnungen zur Wärmeübertragung im Dampferzeuger zeigen, dass die geforderten Dampfparameter ohne Umbau der Dampferzeugerheizflachen erreicht werden. Anschließende Berechnungen unter Variation des Rezirkulationsmassestroms und des Strahlungsaustauschkoeffizienten der Brennkammerzeigen Möglichkeiten, die Wärmeübertragung im Dampferzeuger zu beeinflussen. Die Beurteilung des Umbauaufwandes für die beiden ausgewählten Prozessvarianten und eine abschließende Abschätzung des Gesamtwirkungsgrades zeigen, welche betrachtete Variante die technisch und ökonomisch vorteilhafteste ist.
Ziel des Oxyfuel-Prozesses ist es, eine möglichst hohe CO2- Konzentration im Rauchgas zu erreichen, damit die energieaufwändige CO2-Wäsche des „Post combustion-Prozesses" eingespart werden kann. Bei der Verdichtung des CO2 kann der Energieverbrauch gesenkt werden, wenn das CO2 eine hohe Konzentration besitzt. Die Verdichterleistung wird dann nur auf das CO2 verwandt und nicht auch auf die Verunreinigungen. Bei der Verbrennung mit Luft verhindert der Stickstoffanteil von etwa 78 Vol-% eine hohe CO2-Anreicherung im Rauchgas. Wird im Gegensatz dazu mit reinem Sauerstoff verbrannt, können wesentlich höhere CO2-Gehalte von bis zu 80 Vol-% bei der Verbrennung von Trockenbraunkohle und über 90 Vol-% bei Steinkohle erreicht werden. Diese Werte können je nach Feuerungsbedingungen und Kohlezusammensetzung schwanken. Sie sind dennoch gute Voraussetzungen für eine Abscheidung und Speicherung von CO2.
Bei der Verbrennung von Kohle mit reinem Sauerstoff im
Oxyfuel-Betrieb fehlt der Stickstoff, der einerseits als
Wärmeträger für technisch beherrschbare Flammentemperaturen fungiert und andererseits für eine Vergrößerung des Rauchgasvolumenstromes sorgt. Dieser Rauchgasvolumeήstrom trägt den geforderten Wärmestrom in den konvektiven Teil des Dampferzeugers aus und sorgt dort auch für die zur Wärmeübertragung erforderlichen hohen Strömungsgeschwindigkeiten. Um diesen Volumenstrom bereitzustellen, wird das Rauchgas im Oxyfuel-Betrieb nach der Verbrennung zumindest teilweise rezirkuliert und nach Vermischung mit Sauerstoff erneut dem Dampferzeuger 11 zugeführt. Die Entnahme des Rauchgases kann an verschiedenen Stellen hinter dem Dampferzeuger 11 erfolgen. Durch die Wahl des Rezirkulationsortes 1 bis 6 ergeben sich unterschiedliche Konzentrationen von Staub, SOx und Wasser im Rauchgas.
Die Wärmeübertragung im Dampferzeuger 11 findet konvektiv oder durch Strahlung statt. Für die konvektive Wärmeübertragung ergeben sich bei einer geänderten Rauchgaszusammensetzung geänderte Werte hinsichtlich Wärmekapazität, Viskosität und Wärmeleitfähigkeit sowie Rauchgasdichte, wie Fig. 8 zeigt. Damit verändert sich auch die Strömungsgeschwindigkeit des Rauchgases. Es ist aber möglich, ähnliche Wärmeströme in den Konvektivheizflachen auch mit Oxyfuel-Rauchgas beim Oxyfuel-Betrieb zu erreichen. Die anfängliche Vermutung, dass unter Oxyfuel-Bedingungen größere Heizflächen nötig wären, um die Wärmeströme zu übertragen, bestätigt sich nicht. So wird Braunkohle mit einem Heizwert von 22 MJ/kg (roh) und einem Feuchtegehalt von 19,95 % verfeuert und das Rauchgas wird vor der Rezirkulation getrocknet. Bei gleichem Rauchgasmassestrom und einer um 46 K höheren Feuerraumaustrittstemperatur wird am Austritt der Economizer-Heizflache eine um 4 K geringere Rauchgastemperatur gegenüber dem Luft-Prozess gemessen. Es wird somit im Konvektivteil ein größerer Wärmestrom übertragen. Beim Einsatz des Oxyfuel-Prozesses in bereits bestehenden oder im Bau befindlichen Anlagen, die für den Luftbetrieb ausgelegt sind, sind somit keine größeren Umbauten an den Konvektivheizflachen notwendig.
Die Wärmeübertragungsverhältnisse lassen sich durch eine Anpassung des molaren Rezirkulationsverhältnisses angleichen.
Es werden optimale molare Rezirkulationsverhältnisse von 3,25 für die feuchte Rückführung des Rauchgases (Entnahme am Ort 5) und 2,6 bei einer Rückführung am Ort 6 nach der Rauchgastrocknung 21 ermittelt. Mit steigendem Rezirkulationsverhältnis sinkt die Wärmeübertragung durch Strahlung aufgrund geringerer Flammentemperaturen.
Die radiative Wärmeübertragung ändert sich vor allem in Abhängigkeit von der Zusammensetzung und der Temperatur des
Gases. Es gibt verschiedene Möglichkeiten zur Einstellung der
Flammen- und Rauchgastemperaturen sowie der
Gaszusammensetzungen. Zu den wichtigsten zählen der
Sauerstoffgehalt im Verbrennungsgas und der Anteil des rezirkulierten Gasmassestroms am insgesamt produzierten
Rauchgasmassestrom.
Die folgenden Rauchgasbestandteile beeinflussen hauptsächlich das Gasstrahlungsverhalten:
■ CO2-Gehalt ■ H2O-Gehalt
■ Anteil der Feststoffpartikel.
Der hohe Stickstoffanteil im Rauchgas bei der Luftverbrennung wird beim Oxyfuel-Prozess durch CO2 ersetzt. Je nach Rezirkulationsort 1 bis 6 enthält das Rauchgas noch mehr oder weniger Wasser. CO2 und H2O sind jedoch nicht wie N2 und O2 diatherman, sondern absorbieren und emittieren selbst Wärmestrahlung in Abhängigkeit von der Gastemperatur. Daneben verändert die höhere Wärmekapazität des Verbrennungsgases, vor allem durch CO2 und Wasser hervorgerufen, wichtige Flammeneigenschaften. Die Emissivität der Flamme beim Oxyfuel-Betrieb und beim Luftbetrieb sind ähnlich. Sie hängt vor allem von der Kohle, der Flugasche, Russpartikeln in der Flamme, aber nicht von der Cθ2~Konzentration ab.
Für den gleichen Sauerstoffgehalt im Verbrennungsgas wird beim Oxyfuel-Prozess verglichen mit einem Luftbetrieb allgemein beobachtet, dass • die Flammenausbreitungsgeschwindigkeit sinkt,
• die Flammentemperaturen sinken und
• der Zündverzug steigt.
Der Zündverzug wird berechnet, indem die Wegstrecke, welche die Kohlepartikel vor der Zündung zurücklegen durch die Partikelgeschwindigkeit geteilt wird. Der Zündverzug steigt bei
• sinkender Temperatur,
• sinkendem Sauerstoffgehalt im Verbrennungsgas,
• steigender Wärmekapazität des Verbrennungsgases, • sinkender Wärmeleitfähigkeit des Verbrennungsgases und
• sinkendem Anteil an flüchtigen Bestandteilen der Kohle.
Die anderen Parameter blieben dabei jeweils konstant. In einer Cθ2~reichen Atmosphäre ist der Zündverzug bei gleichen Sauerstoffgehalten größer als in einer stickstoffreichen Atmosphäre (Luftbetrieb) . Um den gleichen Zündverzug wie bei der Luftverbrennung zu erreichen, muss beim Oxyfuel-Betrieb das Gas zu 30 Vol-% aus Sauerstoff und zu 70 Vol-% aus CO2 bestehen.
Der Einfluss des molaren Rezirkulationsverhältnisses zeigt
sich auch hier. Bei einer Rezirkulation R R = - -f von mRezi+ mAbgas 0,58, werden beim Oxyfuel-Betrieb neben der im Vergleich zum Luftbetrieb gleichen adiabaten Verbrennungstemperatur auch ähnliche Flammentemperaturprofile und -Stabilitäten beobachtet (R = Rezirkulationsverhältnis, mReZi = Massestrom rezirkulierten Rauchgases, m^gas - Massestrom Abgas) .
Wie Fig. 4 zeigt, existieren in einem Dampferzeuger 11 verschiedene Heizflächen, die sich bezüglich der Methode der Wärmeübertragung unterscheiden. In der Brennkammer 25 und in den Strahlungsräumen 26 und 27 ist der Wärmeübergang durch Strahlung dominierend, daher werden sie als Strahlungsheizfläche bezeichnet. Brennkammer 25, Strahlungsräumen 26 und 27 werden zusammen als Feuerraum 18 bezeichnet. Der Wärmeübergang in Überhitzerheizflächen 28 und 29 sowie Zwischenüberhitzerheizflächen 30 und 31 sowie der Economizer- Heizfläche 32 erfolgt hauptsächlich konvektiv, so dass diese Heizflächen als Konvektivheizflachen bezeichnet werden. Der Konvektivteil des Dampferzeugers 11 stellt die Gesamtheit aller Konvektivheizflachen dar.
Das Tragrohrschott 49 hat die Besonderheit, als Konvektivheizfläche auch einen großen Strahlungsanteil aufzuweisen. Dies ist durch die Position als erste Bündelheizfläche oberhalb des Feuerraumes 18 zu erklären.
Die Endstufen des HD (Hochdruck)- und MD (Mitteldruck) -Teils sowie der Economizer-Heizflache werden im Sinne eines Gleichströmers durchströmt. Das dient bei den Endstufen dazu, die Korrosionsneigung durch niedrigere Materialtemperaturen zu senken und die Turbine vor Temperaturschwankungen zu schützen. Bei der Economizer-Heizflache 32 soll das Austragen von möglicherweise entstehenden Dampfblasen garantiert sein.
Das Ziel ist es, ein für Luftbetrieb ausgelegtes 600 0C- oder 700°C-Kraftwerk auf den Oxyfuel-Prozess umzurüsten. Das bedeutet, dass der Dampferzeuger 11 im Luft- und im Oxyfuel- Betrieb in der Lage sein muss, die Turbine mit den geforderten Dampfparametern zu beliefern. Dies soll ohne Änderungen an Dampferzeuger-Heizflächen, Mühlen und Brennern gelingen.
Das entscheidende Kriterium für die Wirtschaftlichkeit des Oxyfuel-Prozesses ist das Erreichen eines hohen Cθ2~Gehaltes im Abgas. Nur deutliche Energieeinsparungen bei der CO2- Konzentrierung und -Verdichtung rechtfertigen die energieaufwändige Sauerstofferzeugung als Zusatzprozess gegenüber der einfachen Rauchgaswäsche mit einem Waschmittel (z.B. Monoethylamin) . Eindringende Luftleckagen neben zugeführter Spül- und Sperrluft wirken diesem Bestreben entgegen und müssen daher auf ein Minimum reduziert werden.
Wie die Fig. 1 zeigt kann eine Abzweigung vom Rauchgas zur Rauchgaszirkulation an den Stellen
1, vor der Entstickung 12,
2, nach der Entstickung 12,
3, nach dem Regenerativ-Luftvorwärmer 8,
4, nach der Entstaubung 13,
5, nach der Entschwefelung 15 oder 6, nach der Trocknung 21
erfolgen. Auch ist es möglich mehrere dieser Abzweigungsmöglichkeiten zu kombinieren.
Die Rezirkulation des Rauchgases an der Stelle 1 vor der Entstickungsanlage 12, die bei modernen Steinkohlekraftwerken im Leerzug angeordnet ist, hat eine Anreicherung des Rauchgases mit Staub, Schwefeloxiden und Wasser zur Folge. Alle mit Rauchgas in Berührung kommenden Leitungen und Komponenten müssen entsprechend staubverträglich ausgelegt sein. Das gilt vor allem für das zusätzlich zu installierende Rezirkulationsgebläse 48, 48a, 48b. Durch die höhere Konzentration von Wasser und Schwefeloxiden ergibt sich eine Erhöhung des Schwefelsäuretaupunktes.
Weder vorhandene Regenerativ-Luftvorwärmer 8 noch ein Wärmeverschubsystem 16 vor der Rauchgasentschwefelungsanlage 14, 15 sind im Oxyfuel-Betrieb notwendig, da bei einer Abzweigung eines großen Teiles des Rauchgases vor dem LUVO 8 der abzukühlende und der aufzuheizende Stoffstrom fehlen. Ein bestehender E-Filter 13 und die Rauchgasentschwefelungsanlage 15 sind für den Oxyfuel-Betrieb dann überdimensioniert. Eventuell lassen sich durch Stilllegung einzelner E-Filter- Gassen bzw. Wäscherebenen die Strömungsverhältnisse für eine optimale Staubabscheidung bzw. Entschwefelungsrate anpassen. Der nur für den Oxyfuel-Betrieb vorgesehene Trockner 21 kann in diesem Fall für kleine Volumenströme ausgelegt werden. Die Aufwärmung des SauerstoffStroms erfolgt dann in einem zusätzlichen Wärmeübertrager 33, der vor dem E-Filter 13angeordnet ist. Dort hat das Rauchgas eine Temperatur von etwa 3800C.
Bei einer Rezirkulation des Rauchgases von der Stelle 2 erhöht sich demgegenüber nur die Konversionsrate von SO2 zu SO3, da das Rauchgs den Bereich der katalytischen Oberflächen der DeNOx-Anlage 12 durchläuft und sich daher eine höhere Taupunkttemperatur der Schwefelsäure einstellt.
Bei einer Abzweigung von Rauchgas am Rezirkulationsort 3 wird nun noch der LUVO 8 genutzt, um das Rauchgas abzukühlen. Die
Rauchgastemperatur hinter dem LUVO 8 liegt dann oberhalb des
Schwefelsäuretaupunktes. Die Temperatur des Rauchgases nach dem LUVO 8 wird durch die Eintrittstemperatur des aufzuheizenden, im Gegenstrom geführten Mediums geregelt. Hier besteht jedoch das Problem, dass durch die Aufheizung des rezirkulierten Rauchgases im Rezirkulationsgebläse der aufzuheizende Massestrom am LUVO-Wiedereintritt heißer ist als der abzukühlende Massestrom am Austritt. Gelöst werden kann dieses Problem mit dem Einbau einer Wärmesenke in Form eines Wärmeübertragers. Die Diskrepanz zwischen Rauchgasmassestrom auf der abkühlenden und der aufheizenden Seite des LUVO wird durch einen LUVO-Bypass 34 mit Sauerstoffvorwärmung 33 gelöst.
Bei einer Rezirkulation des Rauchgases von der Stelle 4, hinter dem Elektrofilter 13 aus, reichert sich das Rauchgas mit Schwefeloxiden und Wasser an. Die Staubbelastung für Rauchgaskanäle und -gebläse sinkt deutlich. Der E-Filter 13 ist dann sowohl für den Luft- als auch den Oxyfuel-Betrieb einsetzbar ausgebildet und ausgelegt.
Bei einer Rezirkulation des Rauchgases von der Stelle 5, hinter der Entschwefelung 14, 15 aus, reichert sich das Rauchgas nur noch weiter mit Wasser an, da der Schwefel in der Rauchgasentschwefelungsanlage 14,15 zu großen Teilen entfernt wird. Dadurch sinkt die Gefahr der Korrosion durch Schwefelsäure. Der Quencheffekt in der REA 15 kühlt das Rauchgas durch Teilverdampfung der Absorbersuspension. Dabei stellen sich der Wassergehalt und die Austrittstemperatur des Rauchgases in Abhängigkeit von der Sättigungstemperatur ein.
Bei einer Rezirkulation des Rauchgases von der Stelle 6, hinter dem Trockner 21 aus, wird das Rauchgas voll entstaubt, entschwefelt und getrocknet rückgesaugt oder rückgeführt (rezirkuliert) . Bei dieser Qualität des Rauchgases kann der Frischlüfter als Rezirkulationsgebläse verwendet werden. Alle im Luftbetrieb verwendeten Wärmeübertrager und Rauchgasbehandlungskomponenten können beim Oxyfuel-Betrieb im Vergleich zum Luftbetrieb unverändert betrieben werden. Allerdings wird der gesamte Rauchgasmassestrom über den Trockner 21 geleitet, so dass dieser entsprechend groß ausgelegt sein muss, um große Wärmeströme abführen zu können.
Durch die Rezirkulation bestimmter Rauchgasteilströme an verschiedenen der Stellen 1 - 6, lassen sich Vor- und Nachteile der jeweiligen Rezirkulationsorte kombinieren.
Ein durch alle Rauchgasbehandlungskomponenten geleiteter Teilstrom ist entsprechend gereinigt, wodurch sich die Konzentrationen an Schadstoffen wie Staub, Wasser und Schwefeloxide verringert. Ein zweiter Teilstrom kann dann sehr nah am Dampferzeuger 11, beispielsweise an der Stelle 1, auf einem hohen energetischen Niveau rezirkuliert werden. Dadurch erübrigen sich das Abkühlen und spätere Wiederaufwärmen dieses Rauchgasteilstromes.
Bei einer späteren Rezirkulation, d.h. wenn vom Gesamtrauchgasmassestrom zunehmend mehr Komponenten der Rauchgasbehandlung längs des Rauchgasweges nach Austritt aus der Economizer-Heizflache durchströmt werden, ergibt sich von den Stellen 1 bis 6 aufsteigend eine zunehmend
• geringere Anreicherung des Rauchgases mit Wasser, Staub und Schwefeloxiden,
• bessere Verwendbarkeit der originären Komponenten und Bauteile dieses Teils des Kohlekraftwerkes im
Luft- und Oxyfuel-Betrieb und
• geringere Notwendigkeit diverse zusätzliche Komponenten und/oder Anlagenbauteil einzufügen oder zu installieren.
Mit der Umrüstung oder die Umstellung auf den Oxyfuel-Prozess ändert sich der Rezirkulationsmassestrom, der zusammen mit dem eingemischten Sauerstoffmassestrom bei unverändertem Rauchgas-Temperaturprofil primär die Strömungsgeschwindigkeiten in und an den Heizflächen beeinflusst. Durch die höhere Dichte von CO2 (Oxyfuel- Betrieb) gegenüber dem N2 (Luftbetrieb) ergibt sich bei gleichem Massestrom eine langsamere Strömung. Die Strömungsgeschwindigkeit des Rauchgases spielt neben Stoffwerten wie Viskosität, Wärmeleitfähigkeit und Wärmekapazität eine wichtige Rolle beim Wärmeübergang vom Rauchgas auf die Heizfläche. Trotz der veränderten Wärmeübergangsbedingungen werden die geforderten Dampfparameter erreicht. Bei Dampferzeugern nach dem Benson- Prinzip wird von der Regelung soviel und solange Brennstoff eingebracht, bis der Hochdruck (HD) -Austrittsmassestrom, die Temperatur wird durch die Enthalpieregelung und Einspritzung geregelt, erreicht wird. Einfluss auf die Mitteldruck (MD)- Austrittstemperatur kann über die Höhe, also die Menge, des Rezirkulationsmassestroms, der für günstige Strömungsgeschwindigkeiten zur Wärmeübertragung sorgt, genommen werden. Unter dem Sauerstoffüberschuss λ02 wird das Verhältnis des zugeführten SauerstoffStroms mO2 zum stöchiometrisch benötigten Sauerstoffström mO2,min verstanden. Bei der Verbrennung von Luft wird daraus der benötigte
100 , Verbrennungsluftmassestrom mLuft nach m Lufl =mo2,mm Λ?2
errechnet. Der Luftüberschuss entspricht dann dem Sauerstoffüberschuss .
Beim Oxyfuel-Prozess ist die Verwendung eines Luftüberschusses oder die Herstellung eines Bezuges zum Brennergas nicht sinnvoll. Es ist möglich, beinahe beliebige Sauerstoffgehalte in Brennergas und Rauchgas zu erreichen. Daher wird auf den ursprünglichen Begriff Sauerstoffüberschuss, der sich auf den Brennstoffmassestrom bezieht, zurückgegangen. Dieser berechnet sich bei der Oxyfuel-Verbrennung nach 3 _ mLZA ' X02,LZA + mFL ' XO2,FL + 777Re-I ' X02,Rezi λo2 : mO2,mm mit rhLZA - Massestrom aus Luftzerlegungsanlage
X O2,LZA ~ Sauerstoffgehalt nach Luftzerlegungsanlage rhFL - Falschluftmassestrom
X O2,FL ~ Sauerstoffgehalt der Falschluft 777 Re-, ~ Rezirkulationsmassestrom xo2,Rtz, ~ Sauerstoffgehalt des rezikulierten
Rauchgases
/77o2,min ~ stöchiometriseher Sauerstoffström.
Im Zähler stehen dabei alle der Verbrennung zugeführten Sauerstoffmasseströme (Verbrennungsgas, Fördergas, Prozessgas) . Im Nenner steht der stöchiometrische Sauerstoffbedarf, der sich aus Reaktion der Kohlebestandteile C, H, 0 und S zu CO2, H2O und SO2 errechnet.
Ein Vergleich der sich einstellenden Rauchgaszusammensetzungen zwischen dem Luftbetrieb und dem Oxyfuel-Betrieb mit Rauchgaszirkulation hinter dem E-Filter 13 an der Stelle 4 und hinter dem Trockner 21 an der Stelle 6 zeigt die Fig. 9.
Mit geänderter Gaszusammensetzung ergeben sich auch unterschiedliche Stoffwerte. Die Fig. 10 zeigt die höhere Dichte des Rauchgases beim Oxyfuel-Prozess (+23,9 %, + 33,3 %). Wärmekapazität, dynamische Viskosität und Wärmeleitfähigkeit der Rauchgase ändern sich bei Entnahme an der Stelle 6 gegenüber dem Luftbetrieb nur wenig. Beim Oxyfuel-Prozess sind die höhere Wärmekapazität und die höhere Wärmeleitfähigkeit an der Stelle 4 gegenüber der Stelle 6 auf den dort noch höheren Wassergehalt des Rauchgases zurückzuführen. Um die Dampfparameter vor der Turbine auch beim Oxyfuel- Prozess zu erreichen, werden der Brennstoffmassestrom und der Rezirkulationsmassestrom angepasst. Aufgrund der höheren Dichte des Rauchgases beim Oxyfuel-Prozess verlangsamt sich trotz höheren Rauchgasmassestroms die Strömung im Konvektivteil .
Die Stoffwerte aus Fig. 10 gehen in die Reynolds- und die Prandtl-Zahl ein, die wiederum zur Nußelt-Zahl führen.
λRr ■Nu außen, konvektiv » a außen ~ ® außen. konvektiv "*" & außen. Strahlung
Figure imgf000038_0001
Q = k- A-AT
mit
1 - charakteristische Abmessung (z.B. Rohrdurchmesser)
Nu - Nußelt-Zahl δn - Schichtdicke λn - Wärmeleitkoeffizient der Schicht (z.B. Rohr)
A - Wärmeübertragerfläche
Bemerkenswert ist der verbesserte Wärmeübergang durch Strahlung im Bereich der Konvektivheizflachen um mehr als 39 %. Das ist beim Oxyfuel-Prozess mit Rezirkulation an den Stellen 4 und 6 auf die hohe Cθ2~Konzentration sowie bei der Stelle 4 auf die erhöhte Wasserkonzentration zurückzuführen. Durch den stärkeren Anteil der Strahlung am Wärmeübergang im Konvektivteil ist der Wärmedurchgangskoeffizient k erhöht. Insgesamt ist der Fig. 10 zu entnehmen, dass der im Konvektivteil übertragene Wärmestrom erhöht ist. Jedoch hängt die Wärmeübertragung im Konvektivteil auch vom Wärmeübergang in den Strahlungsheizflächen ab. Das liegt in den sich bedingenden Rauchgas- und Wasser/Dampftemperaturen begründet. Die Strahlungsheizflächen sind den Konvektivheizflachen 28 bis 32, 49 entlang des Rauchgasweges in der Brennkammer 25 und den Strahlungsräumen 26, 27 vorgelagert. Das Wasser durchströmt mit der Economizer-Heizflache 32 zuerst eine Konvektivheizflache, danach die Strahlungsheizflächen zur Verdampfung und abschließend wieder Konvektivheizflachen zur Überhitzung des Dampfes.
Bei insgesamt gleichem übertragenem Wärmestrom im Dampferzeu- ger 11 ist das Rauchgas wegen der höheren Wärmekapazität beim Oxyfuel-Prozess in der Brennkammer 25 deutlich kälter und am Ende vor LUVO etwas heißer als beim Luft-Prozess . Das Erreichen der adiabaten Verbrennungstemperatur des Luftprozesses ist also nicht zwingend notwendig.
Zu beachten ist eine Veränderung der Aufwärmspannen in den
Überhitzer und Zwischenüberhitzer-Heizflächen. In allen konvektiven Hochdruck-Heizflächen sind beim Oxyfuel-Prozess mit den Rezirkulationsorten 4 und 6 die Aufwärmspannen höher als beim Luftprozess. Bei den Mitteldruckheizflachen erreicht dagegen nur die Heizfläche 39 eine größere Aufwärmspanne.
Wichtigste Umrüstung auf den Oxyfuel-Betrieb ist die Rückführung eines Teils der Rauchgase. Die Rezirkulationsgase werden hinter dem Saugzug 17 abgezweigt und zurückgeführt. In den Figuren 2 und 11 ist die Rückführung dargestellt, wobei in Fig. 11 zusätzlich die Temperatur- und Massenstromangaben des rückgeführten Rauchgasstromes, des vom Sauerstoffvorwärmer zugeführten Sauerstoffs sowie thermische Energieströme aufgeführt sind. Die gegenüber einem Luftbetrieb umzubauenden oder hinzuzufügenden Komponenten sind grau hinterlegt. Die nötige Druckerhöhung zur Überwindung der Strömungswiderstände und zur Herstellung eines Druckgefälles im LUVO 8 und in den Gaskanälen wird durch ein Rezirkulationsgebläse 48, 48a, 48b bewerkstelligt.
Nach Aufheizung des Rauchgases durch den Saugzug 17 und anschließend durch eines der Rezirkulationsgebläse 48, 48a, 48b ist die Temperatur rezirkulationsseitig in Strömungsrichtung vor dem LUVO 8 höher als rauchgasseitig in Strömungsrichtung hinter dem LUVO 8. Eine Abkühlung des Rauchgases im LUVO 8 vor Eintritt in den E-Filter 13 auf eine niedrigere Temperatur ist daher ohne weitere Maßnahmen nicht möglich. Die rauchgasseitige Abkühlung im LUVO 8 wird daher über den Wärmeübertrager 35 (WÜ3) , 16 durch Einstellen einer rezirkulationsseitigen Temperatur vor dem LUVO 8 gesteuert. Weiterhin wird die Wärmeübertragung im LUVO 8 durch die Masseströme bestimmt. Um die gleichen Rauchgastemperaturen am Eintritt der REA 15 wie beim Luftprozess zu erreichen, wird das Rauchgas nach dem Saugzug 17 weiter abgekühlt.
Die für den Luftbetrieb ausgelegte Rauchgasentschwefelungs- anlage 15 ist für den Oxyfuel-Betrieb üblicherweise überdimensioniert und es muss gegebenenfalls eine Anpassung an den verringerten Volumenstrom und die höhere Schwefelkonzentration erfolgen. Möglich ist dies durch eine Bauweise, bei der im Oxyfuel-Betrieb ein größerer Teil des Wäschers stillgelegt werden kann. In dem genutzten kleineren Teil werden dann entsprechende notwendige Strömungsgeschwindigkeiten eingestellt. Im Luft-Betrieb käme die gesamte REA 15 zum Einsatz. Die beim Luftprozess zugeführte Luft zur Reaktionsverbesserung muss beim Oxyfuel- Betrieb durch externe Sauerstoffeindüsung (externe Oxidation) 39 ersetzt werden, damit die Cθ2-Konzentration im Rauchgas nicht gesenkt wird. Diese beiden Wärmeübertrager dienen der Speisewasservorwärmung. Durch die erhöhte Dichte des Rauchgases verringert sich beim Oxyfuel-Betrieb gegenüber dem Luftbetrieb die Strömungsgeschwindigkeit. Zusätzlich verändert sich der rauchgasseitige Wärmeübergang durch geänderte Stoffwerte. Es wird ein kleinerer Wärmestrom übertragen. Um die Zwischentemperaturen der Speisewasservorwärmung möglichst wenig zu verändern, kann der Mühlenkreislaufström um etwa 60 % vergrößert werden. So ergeben sich dann negative Rückkopplungen auf die Anzapfungen der Turbine und eine positive Erhöhung des wärmeaufnehmenden Massestroms im LUVO.
Die zur Kohletrocknung benötigte Temperatur des Heißgases kann ermittelt werden. Zur Regelung dieser Temperatur wird beim Luftprozess Kaltluft vor der Mühle zugemischt. Für eine hohe C02-Konzentration im Abgas wird beim Oxyfuel-Prozess stattdessen rezirkulierte Cθ2~haltiges Rauchgas verwendet. Entsprechend kaltes Rauchgas wird hinter dem Rauchgastrockner und -kondensierer 21 mit etwa 250C abgezweigt. Nach Druckerhöhung und Erwärmung durch ein zusätzliches Gebläse wird es vor den Mühlen 36 mit 300C im erforderlichen Anteil eingemischt .
Das Rauchgas kann die Brennstofffeuchtigkeit aufnehmen und die übliche Sichtertemperatur in den Mühlen 36 von 9O0C muss unter dem Gesichtspunkt der Sättigung nicht erhöht werden.
Die Taupunkttemperatur der Schwefelsäure wird in den Mühlen
36 und ebenso im Sauerstoffvorwärmer, in den Wärmeübertragern und dem Mühlenkreislauflüfter sowie den entsprechenden, zugerodneten Gaskanälen unterschritten. Als Gegenmaßnahme können die Oberflächen dieser Komponenten ggf. mit Kunststoff überzogen werden. Diese zusätzliche Schicht hat jedoch die
Nachteile, dass sie den Wärmetransport behindert und kaum
Widerstand gegen Erosion bietet. Der Rauchgas-Rezirkulationsmassestrom hat einen entscheidenden Einfluss auf die Strömungsgeschwindigkeit der Rauchgase im Konvektivteil des Dampferzeugers und auf die adiabate Verbrennungstemperatur. Eine Senkung des Rauchgasmassestroms am Brenner wirkt sich wie eine Erhöhung des Sauerstoffgehaltes auf die Vorgänge in der Brennkammer 25 und dem Feuerraum 18 aus.
Insgesamt wird durch die Erhöhung des Rezirkulationsmassestromes ein leicht größerer Wärmestrom in den Konvektivheizflachen und ein geringerer in den Strahlungsheizflächen übertragen.
Das Verfahrensschema bei einer Rauchgaszirkulation an der Stelle 6 zeigen die Figuren 1, 2 und 11. Die Rauchgase werden hinter dem Rauchgastrockner 21 abgezweigt und zurückgeführt. Da das Rauchgas im Trockner 21 auf 25°C abkühlt sowie stark entstaubt und entschwefelt ist, kann der Frischlüfter 7 auch als Rezirkulationsgebläse verwendet werden.
Hinter dem Frischlüfter wird das rezirkulierte Rauchgas im Wärmeverschubsystem (WÜ3) 35 auf 1070C aufgewärmt. Diese Temperatur hat Einfluss auf die Abkühlung des Rauchgases im LUVO 8, die maximal bis oberhalb des Schwefelsäuretaupunktes geschehen sollte. Das Wärmeverschubsystem (WÜ3) 35 ist im Oxyfuel-Betrieb nicht mehr als Regenerativ-Wärmeübertrager ausgeführt, weil sich damit die angestrebten Medientemperaturen nicht erreichen ließen. Die Wärmeübertragung im LUVO 8 wird durch die Verteilung des Rauchgasmassestroms auf den LUVO 8 und den LUVO-Bypass 34 gesteuert.
Die Eintrittstemperatur in die REA 14, 15 wird durch den
Wärmestrom vorgegeben, der im Wärmeverschubsystem (WÜ3) 35, 16 auf das rezirkulierte Rauchgas übertragen werden kann, ohne die Abkühlung des Rauchgases im LUVO 8 negativ zu beeinflussen. Das Rauchgas in der REA 14, 15 ist um 12 % wärmer als beim Luftprozess.
Um Möglichkeiten zur Beeinflussung der Wärmeübertragung im Dampferzeuger beim Oxyfuel-Betrieb zu untersuchen, werden die Vorgänge im Dampferzeuger betrachtet. Es wird von einer konstanten Vorwärmung der Verbrennungsgase ausgegangen. Die Einspritzungen im HD- und MD-Teil des Dampferzeugers wird konstant gehalten. Ermittelt werden die Ergebnisse mit dem optimalen Betriebspunkt aus Brennstoff-, Sauerstoff- und Rezirkulationsmassestrom zum Erreichen der Dampfparameter vor Turbine .
Beim Oxyfuel-Betrieb steigt die adiabate Verbrennungstemperatur, weil ein kleinerer Rauchgasmassestrom am Brenner erwärmt werden muss. Im Verdampfer wird dadurch ein größerer Wärmestrom aufgenommen. Der kleinere Rauchgasmassestrom kühlt sich im Konvektivteil schneller ab, so dass das Rauchgas hinter den Zwischenüberhitzerheizflächen 31 kälter als beim Luftbetrieb ist. Die Dampfaustrittstemperatur im HD-Teil ist um 17 K höher als beim Luftbetrieb. Das liegt vor allem an der erhöhten Wärmeaufnahme im Verdampfer. Der MD-Teil des Dampferzeugers 11, aus reinen Konvektivheizflachen bestehend, erreicht dagegen die erforderliche Aufwärmspanne nicht, so dass die Temperatur vor der Turbine 17 K niedriger als beim Luftbetrieb ist.
Während die Wärmeaufnahme im Dampferzeuger 11 in den konvektiven Heizflächen sinkt, steigt sie in den Strahlungsheizflächen an.
Wird der rezirkulierte Massestrom um 20 % gesenkt, und werden die Bedingungen für Impulserhaltung und Sauerstoffgehalt im Traggas beibehalten, dann reicht der rezirkulierte Gasmassestrom darüber hinaus nicht zur Impulserhaltung im Sekundärgas. Es wird dann weniger Rauchgas über das Sekundärgas und keines mehr über die Obergasdüsen in den Dampferzeuger geführt.
Der Brennstoffmassestrom wird nun so eingestellt, dass der geforderte HD-Austrittsmassestrom erreicht wird. Daran knüpft sich eine Anpassung des Sauerstoffmassestroms, damit der gewünschte Sauerstoffüberschuss von 1,17 erhalten bleibt. Der zur Kühlung eingespritzte Wassermassestrom vor den Zwischenüberhitzerheizflächen 31 wird zur Regelung der MD- Austrittstemperatur genutzt. Hierdurch wird der Brennstoffmassestrom um 2,5 % gegenüber dem optimalen Zustand beim Luftbetrieb verringert. Dadurch steigt die adiabate Verbrennungstemperatur weniger stark an und es wird von den Strahlungsheizflächen ein etwas geringerer Wärmestrom aufgenommen. Das Rauchgas kühlt aufgrund des kleineren eingebrachten Wärmestromes schneller aus und ist bereits hinter den Überhitzerheizflächen 29 kälter als im optimalen Fall beim Luftbetrieb. Das wirkt sich zusammen mit dem geringeren Rauchgasmassestrom auf die Wärmeübertragung im MD- Teil aus. Trotz Reduzierung des eingespritzten Kühlmassestroms um 100 % kann die geforderte Austrittstemperatur an den Zwischenüberhitzerheizflächen 31 nicht erreicht werden.
Wird hingegen der rezirkulierte Rauchgasmassestrom um 20 % erhöht und werden die Bedingungen zur Impulserhaltung und der Sauerstoffgehalt im Traggas und Sekundärgas beibehalten, und leiten ferner die Obergasdüsen überschüssiges rückgesaugtes Rauchgas in den Dampferzeuger, lässt sich die geforderte HD- Austrittsmassestrom durch Anpassen des Brennstoffmassestroms erreichen. Der Sauerstoffüberschuss von 1,17 soll dabei erhalten bleiben. Der zur Kühlung eingespritzte Wasser- massestrom vor den Zwischenüberhitzerheizflächen 31 wird zur Regelung der MD-Austrittstemperatur genutzt.
In diesem Fall reagiert die Dampferzeugerregelung auf die nicht erreichte Dampftemperatur am Austritt des HD-Teils mit einer Erhöhung des Brennstoffmassestroms um 2,5 %. Das hat zur Folge, dass die adiabate Verbrennungstemperatur steigt und damit auch die Wärmeaufnahme in Brennkammer und Schottheizfläche. Der etwas größere Volumenstrom durch die gestiegenen Rauchgastemperaturen sorgt für eine bessere Wärmeübertragung im Konvektivteil des Dampferzeugers. Der MD- Teil ist davon negativ betroffen. Die Aufwärmspannen der Heizflächen vor der Wassereinspritzung vergrößern sich, was durch Vervierfachung des eingespritzten Wassermassestroms ausgeglichen werden kann.
Wenn der Strahlungsaustauschkoeffizient der Brennkammer 18 um
30 % von 1,636 auf 1,145 gesenkt wird und die Brennstoff-, Sauerstoff- und Rezirkulationsmasseströme konstant gehalten werden, sinkt durch die Senkung des Strahlungsaustauschkoeffizienten die Wärmeaufnahme in der Brennkammer 18. Der Dampf ist am Abscheider um 25 K kälter. Die geringere Wärmeaufnahme im Verdampfer wird durch die Konvektiv- heizflachen des HD-Teils fast vollständig kompensiert. Das geschieht dadurch, dass das Rauchgas die Brennkammer mit einer höheren Temperatur verlässt. Der Wärmeübergangskoeffizient durch Strahlung αStrahiung ist in den nächsten Heizflächen bis zur Heizfläche 31 erhöht. Die Endheizflächen
31 und 29 zeigen erhöhte Aufwärmspannen. Das führt dazu, dass im MD-Teil die geforderte Austrittstemperatur um 5 K übertroffen wird. Die Auswirkungen sind denen bei einem erhöhten Rezirkulationsmassestrom ähnlich, wenn auch schwächer ausgebildet. In beiden Fällen ist der Wärmeübergang im Konvektivteil verbessert, während er an den Strahlungs- heizflachen geringer ausfällt. Wenn der Strahlungsaustauschkoeffizient der Brennkammer 18 um 30 % von 1,636 auf 2,127 erhöht wird und die Brennstoff-, Sauerstoff- und Rezirkulationsmasseströme konstant gehalten werden, wird in der Brennkammer 18 ein größerer Wärmestrom aufgenommen, wodurch das Rauchgas die Brennkammer stärker abgekühlt verlässt. Im Konvektivteil wird insgesamt ein geringerer Wärmestrom übertragen. Die Austrittstemperatur des HD-Teils ist etwas zu hoch und die des MD-Teils etwas zu niedrig. Vergleichbar ist dies mit den Auswirkungen bei einer Verringerung des Rezirkulationsmassestroms .
Die Auswirkungen eines veränderten Strahlungsaustauschkoeffizienten C der Brennkammer 18 durch Anpassung der Brennstoff- (HD-Austritt) und Rezirkulationsmasseströme (MD- Austritt) können ausgeglichen werden. Der Sauerstoffüber- schuss wird dabei konstant gehalten.
Ein kleinerer Strahlungsaustauschkoeffizient C kann durch minimale Senkung des Brennstoffmassestroms und Erhöhung des
Rezirkulationsmassestroms ausgeglichen werden. Schwieriger ist der Ausgleich der Auswirkungen eines variierten
Rezirkulationsmassestroms. Umso wichtiger ist also die genaue
Einstellung des Rezirkulationsmassestroms im Dampferzeuger- betrieb.
Die erforderlichen Dampfparameter lassen sich folglich beim Oxyfuel-Prozess ohne Änderungen an den Dampferzeuger- Heizflächen zu erreichen. Die Wärmeübertragung kann durch Einstellen der Brennstoff-, Sauerstoff- und Rezirkulationsmasseströme angeglichen werden. Eine Erhöhung des Brennstoffmassestroms senkt jedoch den Gesamtwirkungsgrad und sollte daher vermieden werden. Wird hingegen mit variablen Verbrennungsgaszusammensetzungen Einfluss auf die Wärmeübertragung im Dampferzeuger genommen, wirkt sich dies wesentlich günstiger aus. Durch die Möglichkeit, den Sauerstoff in Primär-, Sekundär- und Obergas einzumischen und dadurch den Sauerstoffanteil beliebig einzustellen, verfügt der Oxyfuel-Prozess über einen zusätzlichen Freiheitsgrad zur Steuerung der Flammentemperaturen. Mit der Verteilung der Sauerstoff- und Rezirkulationsmasseströme auf Brennergase und Obergas kann sowohl Einfluss auf die Strahlungsvorgänge im Verdampfer über die Flammentemperatur als auch auf den konvektiven Wärmeübergang über Rauchgastemperatur und - Strömungsgeschwindigkeit genommen werden. So ist es möglich, eine entsprechende Verteilung der Wärmestromaufnahme zwischen Strahlungsheizflächen und Konvektivheizflachen zu erreichen. Bei gleichem Sauerstoffüberschuss kann die adiabate Verbrennungstemperatur des Luft-Prozesses nicht erreicht werden. Die Auswirkungen, in Form einer geringeren Wärmeaufnahme in der Brennkammer aufgrund des hohen Temperatureinflusses beim Strahlungswärmeübergang, kann im Konvektivteil kompensiert werden, so dass die geforderten Dampfparameter erreicht werden.
Aufgrund der höheren Dichte und Wärmekapazität des Rauchgases sinken beim Oxyfuel-Prozess Strömungsgeschwindigkeit bzw. Rauchgastemperatur bei gleichem in den Dampferzeuger 11 eingebrachtem Wärmestrom. Der daraus resultierende schwächere konvektive Wärmeübergang wird durch die höhere Gasstrahlung, aufgrund des hohen Cθ2~Gehaltes, in den Konvektivheizflachen ausgeglichen.
Diese Entwicklung hat positiven Einfluss auf die Materialtemperaturen des HD-Teils, da diese aufgrund des höheren Wärmeübergangs auf der Innenseite hauptsächlich von den Wasser- bzw. Dampftemperaturen abhängen. Im HD-Teil werden hohe Dampftemperaturen durch die geringere
Wärmeaufnahme im Verdampfer erst spät erreicht, so dass auch die Materialtemperaturen im Vergleich zum Luft-Prozess etwas niedriger sind. Die leichte Verschiebung der Wärmeübertragung hin zum Konvektivteil bewirkt einen Anstieg der Dampftemperaturen im ersten MD-Teil des Dampferzeugers 11 um maximal 10 K. Wegen der großen Sicherheitsreserven bei der Materialauslegung und den leicht erhöhten Temperaturen ist dies unproblematisch.
Beim Luftprozess wird der Luftüberschusses anhand der CO2- und 02~Gehalte im Abgas kontrolliert. Diese Vorgehensweise kann für den Oxyfuel-Betrieb nicht übernommen werden, weil die mit dem Rauchgas rezirkulierten Sauerstoff- und Kohlendioxidmasseströme in die Bilanz aufgenommen werden müssen.
Erhöhte NOx-Konzentrationen entstehen beim ungestuften Luft- Prozess durch den Stickstoff der Luft und hohe Verbrennungstemperaturen. Beim Oxyfuel-Prozess hingegen ist der eingetragene Stickstoffanteil im Verbrennungsgas kleiner als 7 %, wodurch sich fast nur noch Brennstoff-NOx bilden kann. Folglich ist die Entstehung der Stickoxide hauptsächlich abhängig vom verbrannten Kohlemassestrom und dessen Zusammensetzung. Als Konsequenz kann auf eine Luftbzw. Gasstufung in der Brennkammer zur Vermeidung von NOx verzichtet werden. Es können stattdessen Zusammensetzungen und Masseströme der Brennergase und des Obergases verändert werden, um die Wärmeaufnahme in Feuerraum und Konvektivteil des Dampferzeugers optimal an die betrieblichen Gegebenheiten anzupassen. Im Betrieb des Dampferzeugers kann beispielsweise über die Anpassung des Rezirkulationsmassestroms die verminderte Wärmeaufnahme im Verdampfer aufgrund von Verschmutzungen ausgeglichen werden.
Diese Fahrweise führt zu einem erhöhten Mess- und Bilanzierungsaufwand, der sich jedoch mit Hilfe von Kesseldiagnoseprogrammen bewältigen lässt. Vorteilhaft bei der Abzweigung von Rauchgas zur Rauchgaszirkulation hinter dem E-Filter 13 an der Stelle 4 sind die kürzeren Rauchgasleitungen und die höhere Temperatur, mit der das Rauchgas rezirkuliert wird. Nachteilig wirken sich hingegen die Anreicherung des Rauchgases mit an dieser Stelle noch vorhandenen Schwefelverbindungen und die daraus resultierende Schwefelsäureproblematik aus. Betroffene Wärmeübertrager und Rauchgasleitungen müssen in diesem Fall für den Oxyfuel- Betrieb entsprechend korrosionsfest umgerüstet werden.
Weiterhin werden bei der Rezirkulation hinter dem E-Filter 13 zwei zusätzliche Wärmeübertrager benötigt, um die Temperaturen am LUVO 8 und vor der REA 15 zu erreichen.
Bei der Rezirkulation des Rauchgases an der Stelle 6 hinter dem Trockner 21 werden zwar längere Rauchgaskanäle benötigt, jedoch können die meisten Komponenten der Anlage für Luftbetrieb unverändert weiterverwendet werden. Die Änderungen beschränken sich auf die Stilllegung einiger Gassen des E-Filters 13, die Anpassung der REA 15 an höhere Rauchgastemperaturen sowie den Bau des LUVO-Bypasses 34. Letztgenannte Komponente muss als einzige korrosionsfest ausgelegt werden.
Durch Trocknung des gesamten Rauchgasmassestroms im Trockner 21, steigt der Energieaufwand. Trotzdem kann mit niedrigeren Umbaukosten als bei einer Rezirkulation an der Stelle 4 hinter dem E-Filter 13 gerechnet werden. Folglich ist die Variante mit Rezirkulation des Rauchgases an der Stelle 6 hinter dem Rauchgastrockner 21 technisch und ökonomisch vorteilhafter . Der Wirkungsgrad sinkt bei beiden Varianten durch den zusätzlichen elektrischen Eigenbedarfs der Luftzerlegung 20 und der CÜ2-Verdichtung 24 um etwa 10 % Prozentpunkte. Im Vergleich zur Rauchgaswäsche (MEA) sind die Wirkungsgradeinbußen jedoch gering.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Betrieb und zur Steuerung/Regelung eines einen kohlebefeuerten Dampferzeuger (11) umfassenden Kraftwerks, dessen Dampferzeuger (11) für bei mit Verbrennungsluft erfolgender Kohleverbrennung im Dampferzeuger (11) durch die Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom erreichbare Dampfparameter ausgelegt ist, dadurch gekennzeichnet, dass in dem Dampferzeuger (11) eine Verbrennung des kohlehaltigen Brennstoffes nach dem Oxyfuel-Prozess mit annähernd reinem, mehr als 95 Vol.-% O2 enthaltendem Sauerstoff und rezirkuliertem, hoch CO2-haltigem Rauchgas derart durchgeführt wird, dass die Massenströme aller den kohlebefeuerten Brennern (10) und dem Dampferzeuger (11) zugeführter Brennstoffströme sowie Verbrennungsgas-, Fördergas- und Prozessgasströme aus Verbrennungssauerstoff und/oder rezirkuliertem Rauchgas in ihrem jeweiligen Zusammensetzungsverhältnis an Sauerstoff und/oder Rauchgas derart ausgebildet und aufeinander abgestimmt werden, dass die im Dampferzeuger (11) durch Flammenstrahlung, Gasstrahlung und Konvektion erfolgende Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom im Dampf- /Wasserkreislauf des Dampferzeugers (11) im Vergleich zur Luftverbrennung insgesamt zumindest im Wesentlichen gleich gehalten wird, insbesondere die gleichen Dampfparameter erhalten werden.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass behandeltes und/oder unbehandeltes Rauchgas rezirkulierend zum Dampferzeuger (11) rückgeführt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass ein bestehendes, insbesondere ein so genanntes 600 °C - Kraftwerk mit dem Verfahren nach Anspruch 1 oder 2 nachgerüstet wird.
4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Rezirkulationsrate des
Rauchgases 65 % bis 80 %, insbesondere 74 % bis 78 %, beträgt.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Rauchgas hinter einer
Entschwefelung (14) oder einer
Rauchgasentschwefelungsanlage (15) oder einem, insbesondere zusätzlich und/oder nachträglich installierten, Rauchgaskühler (16) zur Rezirkulation abgezogen wird.
6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Rauchgas in Strömungsrichtung hinter einem Rauchgaskondensationstrockner (27) abgezogen wird.
7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass in der Rauchgasentschwefelungsanlage (15) als Absorbens Brandkalk (CaO) verwendet wird.
8. Kraftwerk mit einem kohlebefeuerten Dampferzeuger (11), der für bei mit Verbrennungsluft erfolgender Kohleverbrennung im Dampferzeuger (11) durch die Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom erreichbare
Dampfparameter ausgelegt ist, dadurch gekennzeichnet, dass in dem Dampferzeuger (11) eine Verbrennung des kohlehaltigen Brennstoffes nach dem Oxyfuel-Prozess mit annähernd reinem, mehr als 95 Vol.-% O2 enthaltendem Sauerstoff und rezirkuliertem, CO2-haltigem Rauchgas derart erfolgt, dass die Massenströme aller den kohlebefeuerten Brennern und dem Dampferzeuger (11) zugeführter Brennstoffströme sowie Verbrennungsgas-, Fördergas- und Prozessgasströme aus Verbrennungssauerstoff und/oder rezirkuliertem Rauchgas in ihrem jeweiligen Zusammensetzungsverhältnis an Sauerstoff und/oder Rauchgas derart ausgebildet und aufeinander abgestimmt sind, dass die im Dampferzeuger (11) durch Flammenstrahlung, Gasstrahlung und Konvektion erfolgende Wärmeübertragung auf den Dampfmassenstrom im Dampf-/Wasserkreislauf des Dampferzeugers (11) im Vergleich zur Luftverbrennung insgesamt gleich bleibt, insbesondere die erhaltenen Dampfparameter gleich sind.
9. Kraftwerk nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen einem Saugzug (17) und einer Entschwefelung (14) oder einer Entschwefelungsanlage (15) ein Wärmeverschiebesystem (16) installiert ist.
10. Kraftwerk nach Anspruch 8 oder 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Rauchgaskanal (42) in Strömungsrichtung nach einer Entstickungseinrichtung (12), eine insbesondere parallel zu einem Luftvorwärmer (LUVO) geführte Bypass- Leitung (34) mit darin angeordnetem Gas-Gas-Wärmetauscher (19, 33) aufweist.
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