Energietechnik, 3.Auflage

Richard A. Zahoransky

Energietechnik

Weitere Titel aus dem Programm

Vieweg Handbuch Maschinenbau herausgegeben von A. Böge Technische Strömungslehre von L. Böswirth Handbuch Hochtemperatur-Werkstofftechnik von R. Bürgel Strömungsmechanik A – Z von H. Herwig Elektrische Energieversorgung von K. Heuck und K.-D. Dettmann Brennstoffzellentechnik von P. Kurzweil Thermodynamik für Ingenieure von K. Langeheinecke, P. Jany und G. Thieleke Prandtl – Führer durch die Strömungslehre herausgegeben von H. Oertel jr. Strömungsmechanik von H. Oertel jr. und M. Böhle

vieweg

Richard A. Zahoransky

Energietechnik Systeme zur Energieumwandlung. Kompaktwissen für Studium und Beruf 3., überarbeitete und aktualisierte Auflage Mit 295 Abbildungen Unter Mitarbeit von Elmar Bollin, Helmut Oehler und Udo Schelling

Studium Technik

Bibliografische Information Der Deutschen Nationalbibliothek Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über abrufbar.

1. Auflage Juli 2002 2., überarbeitete und erweiterte Auflage November 2004 3., überarbeitete und aktualisierte Auflage April 2007 Alle Rechte vorbehalten © Friedr. Vieweg & Sohn Verlag | GWV Fachverlage GmbH, Wiesbaden 2007 Lektorat: Imke Zander / Thomas Zipsner Der Vieweg Verlag ist ein Unternehmen von Springer Science+Business Media. www.vieweg.de Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb der engen Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung des Verlags unzulässig und strafbar. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen. Umschlaggestaltung: Ulrike Weigel, www.CorporateDesignGroup.de Technische Redaktion: Hartmut Kühn von Burgsdorff, Wiesbaden Druck und buchbinderische Verarbeitung: MercedesDruck, Berlin Gedruckt auf säurefreiem und chlorfrei gebleichtem Papier Printed in Germany ISBN 978-3-8348-0215-6

V

Vorwort zur dritten Auflage Es ist wenig verwunderlich, dass dieses Buch „Energietechnik“ schon innerhalb kurzer Zeit in der dritten Auflage erscheint. Es schließt eine Marktlücke, denn eine derart kompakte, jedoch umfassende Darstellung dieses hochaktuellen Themas gab es auf dem deutschen Sachbuchmarkt nicht. Die leichtverständliche aber korrekte Behandlung ist eine ideale Einführung für Studierende aller Hochschularten und Disziplinen in die Energietechnik. Insbesondere die Verknüpfung technischer Fragestellungen mit den wirtschaftlichen, politischen und ökologischen Randbedingungen werden erkennbar. So begrüße ich in diesem Zusammenhang sehr die Erweiterung des Buches durch ein Kapitel zum Kyoto-Protokoll, denn die dort geschaffenen fiskalischen Instrumente nehmen auf die Techniken der Energieversorgung globalen Einfluss. Ich kann dieses Buch nicht nur Studierenden empfehlen, sondern auch jedem, der an aktuellen Fragestellungen der Energieversorgung Interesse hat. Im März, 2007

Prof. Dr.-Ing. Hans-Jörg Bauer Institut für Thermische Strömungsmaschinen Universität Karlsruhe (T.H.)

Vorwort des Autors zur dritten Auflage Das diesjährige Grünbuch der Europäischen Union zur Energiepolitik formuliert drei strategische Ziele: Eine sichere, konkurrenzfähige und nachhaltige Energieversorgung. Hierbei sind sich die Mitgliedsstaaten einig, dass alle möglichen Energiequellen und Umwandlungstechniken anzuwenden sind, wobei nur die Rolle der Kernenergie umstritten ist. Somit sind in diesem Werk wieder alle derzeit nutzbaren Energietechniken vertreten, wobei es einige Ergänzungen und Aktualisierungen gab. Die Umsetzung der Emissionsziele durch Limitierung der Treibhausgase, wie im Kyoto-Protokoll fixiert, gewinnt zunehmend an Bedeutung. Deshalb kamen einmal das neue Kapitel zur Einführung zum Kyoto-Protokoll und zum andern die Konzepte zu emissionsfreien Kohlekraftwerken hinzu. Das Buch dient der Einführung in die Energietechnik, um Verständnis für deren Leistungsfähigkeit und Grenzen zu wecken und um ein tiefer gehendes Studium anzuregen. Einmal mehr sei dem Vieweg Verlag für die problemlose Realisierung und die Ratschläge gedankt. Sehr schätze ich die wertvollen Hinweise der kritischen Leser, die Tippfehler verringerten und zu vielen Verbesserungen führten. Im März, 2007

Prof. Dr.-Ing. Richard A. Zahoransky

VII

Inhaltsverzeichnis Verzeichnis der verwendeten Formelzeichen und Abkürzungen ......................................

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1 Einleitung ...................................................................................................................... Literatur ..........................................................................................................................

1 3

2 Energietechnische Grundlagen ................................................................................... 2.1 Energieformen ....................................................................................................... 2.2 Energieerhaltung ................................................................................................... 2.3 Thermodynamische Kreisprozesse ........................................................................ 2.3.1 Carnot-Prozess ........................................................................................... 2.3.2 Technisch realisierbare Kreisprozesse ....................................................... 2.3.3 Irreversibilitäten ........................................................................................ 2.4 Erschöpfbares und nicht erschöpfbares (regeneratives) Energieangebot .............. 2.5 Primär- und Sekundärenergien .............................................................................. 2.6 Weltenergiebedarf ................................................................................................. Literatur .......................................................................................................................... Anhang ...........................................................................................................................

5 5 6 6 7 8 9 9 10 10 11 11

3 Überblick....................................................................................................................... 3.1 Nutz- und Prozesswärme....................................................................................... 3.2 Erzeugung elektrischer Energie............................................................................. 3.3 Kraft-Wärme-Kopplung ........................................................................................ 3.4 Kombinations-Kraftwerke..................................................................................... 3.5 Erneuerbare (regenerative) und unerschöpfbare Energiequellen .......................... Literatur ..........................................................................................................................

15 16 17 19 19 20 22

4 Konventionelle Dampfkraftwerke .............................................................................. 4.1 Thermodynamische Grundlagen............................................................................ 4.1.1 Clausius-Rankine-Vergleichsprozess......................................................... 4.1.2 Überhitzung des Frischdampfes ................................................................. 4.1.3 Zwischenüberhitzung ................................................................................. 4.1.4 Regenerative Speisewasser-Vorwärmung.................................................. 4.1.5 Wärmeauskopplung.................................................................................... 4.1.6 Regelung von Dampfkraftwerken .............................................................. 4.2 Aufbau von Dampfkraftwerken DKW .................................................................. 4.3 Wasserqualitäten in Dampfkraftwerken ................................................................ 4.3.1 Arbeitsfluid (Speisewasser)........................................................................ 4.3.2 Rückkühlwasser ......................................................................................... 4.3.3 Kühlwasser................................................................................................. 4.3.4 Heizwasser ................................................................................................. 4.3.5 Wasseraufbereitung.................................................................................... 4.4 Dampferzeuger ...................................................................................................... 4.4.1 Allgemeine Zusammenhänge ..................................................................... 4.4.2 Feuerung..................................................................................................... 4.4.3 Strömungsformen .......................................................................................

23 24 24 25 26 26 28 28 29 31 33 33 34 34 34 36 37 39 39

VIII

Inhaltsverzeichnis

4.4.4 Siedekrise 1. Art......................................................................................... 4.4.5 Großwasserraumkessel GWRK.................................................................. 4.4.6 Naturumlauf-Dampferzeuger ..................................................................... 4.4.7 Zwangumlauf-Dampferzeuger ................................................................... 4.4.8 Zwangdurchlauf-Dampferzeuger ............................................................... 4.4.9 Entwicklungstendenzen bei Dampferzeugern ............................................ 4.5 Regenerative Speisewasservorwärmung/Vorwärmstrecke.................................... 4.5.1 Niederdruckvorwärmer .............................................................................. 4.5.2 Mischvorwärmer (Speisewasserbehälter)................................................... 4.5.3 Hochdruckvorwärmer................................................................................. 4.6 Rauchgasreinigung ................................................................................................ 4.6.1 Entstickung................................................................................................. 4.6.2 Entstaubung................................................................................................ 4.6.3 Rauchgasentschwefelungsanlage REA ...................................................... 4.6.4 CO2-Abtrennung und Sequestrierung......................................................... 4.7 Kühlsystem ............................................................................................................ 4.7.1 Kondensator ............................................................................................... 4.7.2 Kühltürme................................................................................................... 4.7.2.1 Nasskühlturm (Naturzug-Kühlturm).......................................... 4.7.2.2 Trockenkühlturm........................................................................ 4.7.2.3 Hybridkühlturm.......................................................................... 4.8 Turbinen ................................................................................................................ 4.9 Pumpen .................................................................................................................. 4.10 Generatoren, Frequenzhaltung............................................................................... 4.11 Weitere Komponenten........................................................................................... 4.12 Leittechnik in Kraftwerken.................................................................................... 4.13 Entwicklungen ....................................................................................................... Literatur ..........................................................................................................................

41 42 42 44 45 47 47 48 48 49 50 50 52 52 54 55 55 56 56 57 57 57 58 59 60 60 61 63

5 Kernkraftwerke ............................................................................................................ 5.1 Kerntechnische Grundlagen .................................................................................. 5.1.1 Kernreaktionen ........................................................................................... 5.1.2 Energieumsatz bei Kernreaktionen............................................................. 5.1.3 Thermische und schnelle Neutronen .......................................................... 5.1.4 Moderation der Neutronen ......................................................................... 5.1.5 Brutprozesse ............................................................................................... 5.1.6 Kernbrennstoffe.......................................................................................... 5.1.7 Selbstregelverhalten, inhärente Sicherheit ................................................. 5.1.8 Biologische Strahlenauswirkungen und deren Maßeinheiten .................... 5.1.9 Radionuklidbildung in Reaktoren .............................................................. 5.2 Prinzipieller Aufbau des Reaktors ......................................................................... 5.2.1 Brennelement.............................................................................................. 5.2.2 Leistungsverteilung .................................................................................... 5.2.3 Reaktorbehälter .......................................................................................... 5.3 Sicherheitsphilosophie........................................................................................... 5.4 Reaktortypen.......................................................................................................... 5.4.1 Übersicht der Reaktortypen........................................................................ 5.4.2 Kernkraftwerk mit Siedewasserreaktor ...................................................... 5.4.3 Kernkraftwerk mit Druckwasserreaktor .....................................................

65 65 65 67 70 72 73 74 76 76 78 79 79 80 82 84 86 86 86 91

Inhaltsverzeichnis

IX

5.4.4 CANDU Reaktor........................................................................................ 5.4.5 Schnelle Brüter .......................................................................................... 5.4.6 Gasgekühlte Reaktoren, Hochtemperaturreaktor ....................................... 5.4.7 Kernkraftwerke der 4. Generation.............................................................. 5.5 Entsorgung, Wiederaufbereitung, Transport ......................................................... 5.5.1 Wiederaufbereitung.................................................................................... 5.5.2 Entsorgung ................................................................................................. 5.5.3 Transport .................................................................................................... 5.6 Fusionskonzepte .................................................................................................... Literatur ..........................................................................................................................

94 95 96 98 99 100 101 101 103 105

6 Gasturbinen-Kraftwerke ............................................................................................. 6.1 Thermodynamische Grundlagen............................................................................ 6.1.1 Gasturbine mit isochorer Wärmezufuhr ..................................................... 6.1.2 Gasturbine mit isobarer Wärmezufuhr ....................................................... 6.1.3 Thermodynamische Varianten ................................................................... 6.1.3.1 Zwischenkühlung....................................................................... 6.1.3.2 Zwischenerhitzung..................................................................... 6.1.3.3 Luftvorwärmung ........................................................................ 6.1.4 Realer Gasturbinen-Prozess ....................................................................... 6.1.5 Umwelteinflüsse......................................................................................... 6.2 Aufbau moderner stationärer Gasturbinen ............................................................ 6.3 Verdichter.............................................................................................................. 6.4 Turbine in der Gasturbinenanlage ......................................................................... 6.5 Brennkammer ........................................................................................................ 6.5.1 Silobrennkammer ....................................................................................... 6.5.2 Ringbrennkammer...................................................................................... 6.5.3 Schadstoffminimierung .............................................................................. 6.6 Sonstige Komponenten.......................................................................................... 6.7 Jet-Gasturbinen, Aeroderivate............................................................................... 6.8 Mikro-Gasturbinen ................................................................................................ 6.9 Gasturbine mit getrennter Nutzleistungsturbine.................................................... 6.10 Gasturbinen mit geschlossenem Kreislauf............................................................. 6.11 Gasturbinen-Pumpspeicher-Kraftwerk.................................................................. 6.12 Gasturbine mit interner Kohleverbrennung........................................................... 6.12.1 Gasturbine mit Kohlestaubfeuerung........................................................... 6.12.2 Gasturbine mit Kohlevergasung................................................................. 6.13 Betriebsverhalten................................................................................................... 6.14 Entwicklungen....................................................................................................... Literatur .......................................................................................................................... Anhang ..........................................................................................................................

107 107 107 110 112 112 112 113 115 116 116 118 118 120 120 121 121 123 123 124 125 125 126 127 127 127 128 128 129 130

7 Kombinationskraftwerke............................................................................................. 7.1 Schaltungsmöglichkeiten....................................................................................... 7.2 Prinzipielle Zusammenhänge ................................................................................ 7.3 Eindruckprozess .................................................................................................... 7.4 Zwei- und Mehrdruckprozesse .............................................................................. 7.5 Gasturbine mit interner Abwärmenutzung (Cheng-Cycle).................................... 7.6 Abhitzekessel.........................................................................................................

133 134 135 137 141 142 145

X

Inhaltsverzeichnis 7.7 Regelung, Betriebsverhalten.................................................................................. 147 7.8 Entwicklungen ....................................................................................................... 148 Literatur .......................................................................................................................... 150

8 Stationäre Kolbenmotoren für energetischen Einsatz .............................................. 8.1 Otto-Motor............................................................................................................. 8.2 Diesel-Motor.......................................................................................................... 8.3 Stirling-Motor........................................................................................................ 8.4 Gasmotoren............................................................................................................ 8.4.1 Brenngase ................................................................................................... 8.4.2 Technische Besonderheiten des Gasmotors ............................................... 8.5 Notstromaggregate................................................................................................. 8.6 Emissionsminderung ............................................................................................. 8.6.1 Otto-Motor ................................................................................................. 8.6.2 Diesel-Motor .............................................................................................. 8.6.3 Gasmotoren ................................................................................................ 8.7 Motorregelung für energetische Zwecke ............................................................... Literatur ..........................................................................................................................

151 151 156 159 161 162 164 165 166 166 167 167 170 171

9 Brennstoffzellen (von Prof. Dr.-Ing. U. Schelling)....................................................... 9.1 Historie der Brennstoffzellen................................................................................. 9.2 Funktionsprinzip und Klassifizierung ................................................................... 9.3 Thermodynamische Grundlagen............................................................................ 9.4 Wirkungsgrad von Brennstoffzellen...................................................................... 9.5 Typisches Betriebsverhalten.................................................................................. 9.6 Anwendungsgebiete und Stand der Entwicklung .................................................. 9.6.1 Die Alkalische Brennstoffzelle, Typ AFC ................................................. 9.6.2 Die Polymer-Elektrolyt Brennstoffzelle, Typ PEFC .................................. 9.6.3 Die Phosphorsaure Brennstoffzelle, Typ PAFC......................................... 9.6.4 Die Schmelzkarbonat Brennstoffzelle, Typ MCFC ................................... 9.6.5 Die Oxidkeramische Brennstoffzelle, Typ SOFC ...................................... Literatur ..........................................................................................................................

173 173 174 175 177 179 180 183 184 186 188 190 193

10 Kraft-Wärmekopplung und Blockheiz-Kraftwerke BHKW .................................... 10.1 Wärmeauskopplung bei Dampfkraftwerken.......................................................... 10.1.1 Gegendruckbetrieb ..................................................................................... 10.1.2 Entnahme- und Anzapfbetrieb.................................................................... 10.2 Wärmeauskopplung bei Gasturbinen..................................................................... 10.3 Wärmeauskopplung bei Kombikraftwerken (GuD) .............................................. 10.4 Wärmeauskopplung bei Kolbenmotoren ............................................................... 10.5 Wärmeauskopplung bei anderen Prozessen........................................................... 10.6 Dimensionierung von BHKW ............................................................................... 10.7 Klimatisierung (Kälteerzeugung) durch Abwärme und Wärmepumpen ............... 10.7.1 Kompressions-Kältemaschinen .................................................................. 10.7.2 Absorptions-Kältemaschinen ..................................................................... 10.8 Wärmepumpen....................................................................................................... 10.9 Kraft-Wärme-Kälte-Verbund ................................................................................ Literatur ..........................................................................................................................

195 196 196 198 200 201 202 204 205 207 209 209 211 213 214

Inhaltsverzeichnis

XI

11 Wasserkraftwerke ........................................................................................................ 11.1 Nutzbare Wasserenergie........................................................................................ 11.2 Laufwasserkraftwerke ........................................................................................... 11.3 Speicherkraftwerke................................................................................................ 11.4 Pumpspeicher-Kraftwerke..................................................................................... 11.5 Kraftwerksketten ................................................................................................... 11.6 Turbinen für Wasserkraftwerke............................................................................. 11.6.1 Kaplan-Turbinen ........................................................................................ 11.6.2 Ossberger-Turbinen (Banki-Turbinen) ...................................................... 11.6.3 Francis-Turbinen ........................................................................................ 11.6.4 Dériaz-Turbinen ......................................................................................... 11.6.5 Pelton-Turbinen.......................................................................................... 11.7 Gezeiten-Kraftwerke ............................................................................................. 11.8 Meereswellen-Kraftwerke ..................................................................................... 11.9 Ozeanthermische Kraftwerke ................................................................................ Literatur .......................................................................................................................... Anhang 11.1 Herleitung Euler’sche Turbinenhauptgleichung ...................................... Anhang 11.2 Herleitung der Energie von Meereswellen ..............................................

215 215 217 219 220 222 222 224 225 226 227 227 228 231 232 233 234 235

12 Solartechnik (von Prof. Dr.-Ing. E. Bollin) .................................................................. 12.1 Überblick ............................................................................................................... 12.2 Solare Strahlung .................................................................................................... 12.2.1 Grundlagen................................................................................................. 12.2.2 Das Strahlungsangebot auf die Erde .......................................................... 12.2.3 Wichtige Begriffe und Größen im Umgang mit Solarstrahlung ................ 12.2.4 Messgeräte zur Erfassung der Globalstrahlung.......................................... 12.3 Solarthermische Energienutzung........................................................................... 12.3.1 Übersicht .................................................................................................... 12.3.2 Sonnenkollektoren...................................................................................... 12.3.3 Charakterisierung von Kollektoren oder die Bestimmung der Nutzleistungen und des Wirkungsgrades von Kollektoren ........................ 12.3.4 Kollektortestverfahren................................................................................ 12.3.5 Bauarten von Sonnenkollektoren ............................................................... 12.3.6 Solarthermische Systeme ........................................................................... 12.3.7 Solarthermische Großanlagen zur Trinkwarmwasserbereitung ................. 12.3.8 Spezifische Kennwerte von solarthermischen Anlagen zur Trinkwarmwasserbereitung........................................................................ 12.3.9 Beispiel einer solarthermischen Großanlage zur Trinkwasserbereitung .... 12.4 Photovoltaik........................................................................................................... 12.4.1 Einführung ................................................................................................. 12.4.2 Aufbau und Funktionsweise einer Solarzelle............................................. 12.4.3 Solarzellentechnologie ............................................................................... 12.4.4 Leistungsfähigkeit von Solarzellen ............................................................ 12.4.5 Verschalten von Solarzellen....................................................................... 12.4.6 Photovoltaische Systeme............................................................................ 12.4.7 Netzparallele PV-Anlagen.......................................................................... 12.4.8 Evaluation von PV-Systemen..................................................................... Literatur ..........................................................................................................................

237 237 239 239 239 242 243 245 245 246 248 250 250 251 251 253 255 258 258 259 259 260 262 266 266 267 268

XII

Inhaltsverzeichnis

13 Windenergie .................................................................................................................. 13.1 Grundlagen ............................................................................................................ 13.2 Windleistung und nutzbare Leistung ..................................................................... 13.3 Bauarten von Windkonvertern............................................................................... 13.3.1 Widerstandsläufer....................................................................................... 13.3.2 Auftriebsläufer ........................................................................................... 13.3.3 Darrieus-Rotor............................................................................................ 13.4 Charakteristik von Windturbinen .......................................................................... 13.5 Regelung und Netzeinbindung .............................................................................. 13.6 Konzepte, Entwicklungen...................................................................................... Literatur .......................................................................................................................... Anhang ...........................................................................................................................

269 269 270 271 271 271 274 275 276 277 277 278

14 Energetische Verwertung von Biomasse .................................................................... 14.1 Thermische Verfahren ........................................................................................... 14.1.1 Pyrolyse...................................................................................................... 14.1.2 Verbrennung............................................................................................... 14.1.3 Thermische Vergasung............................................................................... 14.2 Bakterielle Vergasung ........................................................................................... Literatur ..........................................................................................................................

281 282 282 282 284 285 287

15 Geothermie.................................................................................................................... 15.1 Potenzial der Geothermie ...................................................................................... 15.2 Geothermische Kraftwerkskonzepte, Überblick.................................................... 15.3 Direkte Dampfentspannung ................................................................................... 15.4 Flashprinzip ........................................................................................................... 15.5 Binärprinzip: ORC und KALINA ......................................................................... 15.5.1 Organic Rankine Cycles ORC.................................................................... 15.5.2 Kalina-Prozess............................................................................................ 15.6 Hot Dry Rock-Verfahren, HDR............................................................................. 15.7 Geokomprimierte nasse Felder .............................................................................. 15.8 Kraft-Wärme-Kopplung mit geothermischer Energiequelle ................................. 15.9 Hybridsysteme ....................................................................................................... 15.10 Rein geothermische Nutzung................................................................................ 15.11 Umweltaspekte...................................................................................................... Literatur ..........................................................................................................................

289 289 291 292 293 294 294 296 298 300 300 301 301 302 302

16 Energetische Müllverwertung ..................................................................................... 16.1 Müllkraftwerke mit traditionellen Öfen................................................................. 16.2 Pyrolyse ................................................................................................................. 16.3 Thermoselect-Verfahren ........................................................................................ 16.4 Schwel-Brenn-Verfahren....................................................................................... 16.5 Deponiegas/Klärgas-Kraftwerke ........................................................................... Literatur ..........................................................................................................................

303 304 305 306 307 308 309

17 Energieverteilung, Energiespeicherung...................................................................... 311 17.1 Energieverteilung................................................................................................... 311 17.1.1 Mineralöltransporte .................................................................................... 311

Inhaltsverzeichnis

XIII

17.1.2 Erdgastransporte......................................................................................... 17.1.3 Elektrische Verbundnetze .......................................................................... 17.1.4 Wärmetransporte ........................................................................................ 17.2 Energiespeicherung ............................................................................................... 17.2.1 Speicherung der Brennstoffe...................................................................... 17.2.1.1 Kohlelagerung............................................................................ 17.2.1.2 Flüssige Brennstoffe (Erdöl und Mineralölprodukte)................ 17.2.1.3 Gasförmige Brennstoffe............................................................. 17.2.2 Wärmespeicher........................................................................................... 17.2.2.1 Speicherung fühlbarer Wärme ................................................... 17.2.2.2 Speicherung latenter Wärme...................................................... 17.2.3 Elektrische Speicher................................................................................... Literatur ..........................................................................................................................

312 314 315 316 317 317 317 319 321 321 322 323 324

18 Liberalisierung der Energiemärkte (von Dipl.-Ing. H. Oehler) ................................. 18.1 Rahmenbedingungen ............................................................................................. 18.1.1 Die Struktur der Stromversorgung in Deutschland bis 1998 ..................... 18.1.2 Änderungen der Rahmenbedingungen seit der Liberalisierung ................. 18.2 Entwicklung seit 1998 ........................................................................................... 18.2.1 Preisentwicklung ........................................................................................ 18.2.2 Konsequenzen für die Unternehmen .......................................................... 18.3 Ausblick................................................................................................................. Literatur ..........................................................................................................................

325 325 325 327 331 331 332 335 335

19 Kyoto-Protokoll ............................................................................................................ 19.1 Globale Erwärmung und Treibhausgase GHG...................................................... 19.2 Geschichte des Kyoto-Protokolls .......................................................................... 19.3 Maßnahmen zur GHG Minderung......................................................................... 19.3.1 Emissionshandel......................................................................................... 19.3.2 Allokation der Emissionen ......................................................................... 19.3.3 Preis der Emissionszertifikate .................................................................... 19.3.4 Joint Implementation (JI) ........................................................................... 19.3.5 Clean Development Mechanism (CDM).................................................... 19.3.6 CO2-Senken, Landnutzung: LULUCF ....................................................... 19.4 Kontrolle und Zertifizierung.................................................................................. 19.4.1 Compliance Committee .............................................................................. 19.4.2 Ernannte Nationale Autoritäten „Designated National Authorities“ DNA ................................................... 19.4.3 Ernannte Operative Organisationen „Designated Operational Entities“ DOE .................................................... 19.4.4 Rolle der Weltbank .................................................................................... 19.5 Diskussion ............................................................................................................. Anhang ........................................................................................................................... Literatur .........................................................................................................................

337 337 338 339 340 340 341 341 341 342 343 343 344 344 344 344 345 346

Sachwortverzeichnis .......................................................................................................... 347

XV

Verzeichnis der verwendeten Formelzeichen und Abkürzungen Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

Teilweise sind einzelne Formelzeichen doppelt besetzt. Dies lässt sich bei dem weiten Gebiet der Energietechnik kaum vermeiden, wenn nicht auf die übliche Nomenklatur verzichtet werden soll. Im Text sind die verwendeten Formelzeichen jeweils erläutert. Kürzel

Erläuterung

Einheit

A A A1P

Atommassenzahl Fläche Annex 1 Parties (im Anhang 1 aufgeführte Vertragsparteien) Installierte Photovoltaik-Generatorfläche Alkalische Brennstoffzelle Alkaline fuel cell Außenhandelsverband Mineralöl und Energie Air Mass Relative Annuität Parameter des Windgeschwindigkeitprofils Abbremsfaktor Energiebezogener Abbrand Massenbezogener Abbrand Breite Magnetische Feldstärke; magnet. Induktion Freiwerdende mittlere Bindungsenergiedifferenz pro Nukleon Bundesverband der Deutschen Industrie Blockheizkraftwerk Bilanzkreisvertrag Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie Bundesnetzagentur Bundesverband neuer Energieanbieter Abbremsfaktor Effektiver spezifischer Kraftstoffverbrauch Leistungsbeiwert Max. Leistungsbeiwert, Betz-Faktor Clean Development Mechanism Certified Emission Reduction Conference of the Parties (Konferenz der Vertragsparteien)

kg/kmol m2

APV ABZ AFC AFM+E AM a a a aE aM B B BE BDI BHKW BKV BMWi BNA BNE b beff CP CPmax CDM CER COP

m2 1 1 1 1 W/kg 1 m T = Vs/m2 eV bzw. J -

1 kg/J 1 1

XVI

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

Kürzel

Erläuterung

Einheit

CPC CR c cA c, ci cp cpD cpGes

Parabolic Concentrator Konversionsrate Wärmekapazität (nur Tab. 2.1) Auftriebsbeiwert Geschwindigkeit, Absolutgeschwindigkeit Wärmekapazität bei konstantem Druck Wärmekapazität bei konstantem Druck für Dampf Wärmekapazität bei konstantem Druck für DampfRauchgas-Mischung Wärmekapazität bei konstantem Druck für Rauchgas Wärmekapazität für Wasser Umfangskomponente der Absolutgeschwindigkeit Wärmekapazität bei konstantem Volumen Wärmekapazität bei konstantem Volumen für Dampf Wärmekapazität bei konstantem Volumen für DampfRauchgas-Mischung Wärmekapazität bei konstantem Volumen für Rauchgas Widerstandsbeiwert Durchmesser Direct methanol fuel cell Nenndurchmesser Designated National Authority Designated Operational Entities Deutsche Verbundgesellschaft Solarer Zapf-Deckungsanteil Energie Elektrische Spannung (Kap. 9) Elektrisches Feld (Abschn. 4.13) Strahlungsintensität (Kap. 12) Elektrische Energie Spaltungsenergie von Atomen Fusionsenergie von Atomen Gesamter Energieinhalt Energieform, in die umgewandelt werden soll Kinetische Energie Maximale Spannung Potenzielle Energie Elektromagnetische Energie bzw. Strahlungsenergie Nutzbarer Sonnenenergieertrag

1 J/(kgK) 1 m/s J/(kgK) J/(kgK) J/(kgK)

cpRG cpW cu cv cvD cvGes cvRG cW D DMFC DN DNA DOE DVG DZ E E E E EEl EFis EFus EGes Ei EKin Emax EPot EQ EPV,use

J/(kgK) J/(kgK) m/s J/(kgK) J/(kgK) J/(kgK) J/(kgK) 1 m m

1 J V V/m W/m2/ȝm J J J J J J V J J J

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

XVII

Kürzel

Erläuterung

Einheit

ESol ERot ETh EZ E0 E0 Ex EEG EEX EFET EnWG ERU ETS EU EVU e

Eingestrahlte Sonnenenergie in Modul Rotationsenergie Thermische Energie Zündenergie zur Auslösung der Fusion Solarkonstante E0 = 1,367 kW/m2 +/- 1 % Thermodynamisch reversibel erreichbare Zellspannung Exergie Erneuerbare Energien Gesetz European Energy Exchange Leipzig European Federation of Energy Traders Energiewirtschafts-Gesetz Emission Reduction Unit Emission Trading System Europäische Union Energieversorgungsunternehmen massenspezifische Energie, Indizes wie bei o.g. Energietermen Kraft Faradaykonstante F = 96486 As/mol Auftriebskraft Umfangskraft Kraft in x-Richtung Widerstandskraft Freier Energiedienstleister Verband Beschleunigung eines Körpers, der auf der Erde frei im Vakuum fällt. Internationaler Standardwert g = 9,80665 m/s2. Der Wert hängt von der Erdposition ab. Greenhouse Gas, Treibhausgas Großwasserraumkessel Höhe Enthalpie Nutzbares Gefälle Brennwert (früher: oberer Heizwert) Heizwert (früher: unterer Heizwert) Enthalpie bei unterer Prozesstemperatur (nur Kap. 2) Verlusthöhe Hochdruck Hot Dry Rock Händlerrahmenvertrag

J J J J W/m2 V J -

F F FA Fu Fx FW FEDV g

GHG GWRK H H HN Ho Hu HU HVerl HD HDR HRV

-

J/kg N As/mol N N N N m/s2

m J m J J J m -

XVIII

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

Kürzel

Erläuterung

Einheit

h h h I IMPP ISc Iu I0 i IET IPCC J JI K K K KSBZ KWK KWKG ke

Spezifische Enthalpie Höhe Planck’sche Konstante; h = 6,625 · 10-34 Js Stromstärke Stromstärke im MPP Kurzschlussstrom Impuls in Umfangsrichtung Investitionskosten Spezifische Stromstärke International Emission Trading Intergovernmental Panel on Climate Change Stromdichte Joint Implementation Faktor Faktor Spezifische Nutzwärmekosten Karbonatschmelzen Brennstoffzelle Kraft-Wärme-Kopplung Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz Effektiver Multiplikationsfaktor für Neutronen im Reaktorvolumen Kennwert Kennwert Länge, Breite Flächenbezogenes Maß für Neutronenleckage (nur Abschn. 5.1.3) Leistungsdichte (nur Abschn. 5.2.2) Laufradschaufellänge Mindestluftbedarf (Volumenverhältnis) Longterm Certified Emission Reduction Liquid Natural Gas Land-use, Land-use Exchange and Forestry Hebelarm Moment Molmasse Rotor-Drehmoment Molten carbonate fuel cell Magnetohydrodynamischer Generator Maximum Power Point

J m Js A A A kg m/s € A/m2

k1 k2 L L L LLA Lmin LCER LNG LULUCF lA M M MA MCFC MHD MPP

A/m3 1 Nm/s €/kWh 1 W/K/m2 W/K2/m2 m m-2 W m-3 m 1 m Nm mol Nm -

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

XIX

Kürzel

Erläuterung

Einheit

MZ m mB  = dm/dt m  Anz = dmAnz/dt m  Br = dmBr/dt m  D = dmD/dt m  FD = dmFD/dt m  Ges = dmGes/dt m  Heiz = dmHeiz/dt m  id = dmid/dt m  real = dmreal/dt m  RG = dmRG/dt m  V = dmV/dt m  DT = dmDT/dt m

Methanzahl Masse des Körpers Masse des Brennstoffs  Massenstrom m  Anz Massenstrom einer Turbinenanzapfung m Massenstrom des Brennstoffs Massenstrom des Dampfes Massenstrom des Frischdampfes Gesamter Massenstrom Dampfmassenstrom für Heizzwecke Idealer Brennstoff-Massenstrom Realer Brennstoff-Massenstrom Massenstrom des Rauchgases Verdampfender Massenstromanteil Massenstrom durch Dampfkraftwerk eines Kombikraftwerks Massenstrom durch Gasturbine eines Kombikraftwerks Systemnutzungsgrad Anzahl von Atomkernen pro Volumen (nur Abschnitt 5.1.3) Anzahl von (instabilen) Atomkernen Anzahl von (instabilen) Atomkernen zum Anfangszeitpunkt Avogadro-Zahl Nationaler Allokationsplan Netzanschlussvertrag Netznutzungsvertrag Negotiated Third Party Access Drehzahl Drehzahlgröße Durchgangsdrehzahl Zahl von freigesetzten Elektronen Nenndrehzahl Neutron Molmassenstrom des Brennstoffs Niederdruck Oxidkeramische Brennstoffzelle Organic Rankine Cycle Ocean Thermal Energy Conversion Öleinheit; 1 ÖE = 42.000 kJ Oberer Totpunkt

1 kg kg kg/s kg/s kg/s kg/s kg/s kg/s kg/s kg/s kg/s kg/s kg/s kg/s

 GT = dmGT/dt m N N N N0 NL NAP NAV NNV NTPA n na nD ne n0 n n Br = dnBr/dt ND OKBZ ORC OTEC ÖE o.T.

kg/s 1 m-3 1 1 Mol-1 Hz Hz Hz 1 Hz mol/s J -

XX

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

Kürzel

Erläuterung

Einheit

Peff Pel Pi Pkin Pm PN PPu PPV,peak PR PT Pt Pth Pu PV PWEK PZu PDT

Effektive Leistung Elektrische Leistung Indizierte Leistung Kinetische Leistung Mechanische Leistung Nutzleistung Antriebsleistung der Pumpe Installierte Generatorleistung unter STC Performance Ratio Leistung der Turbine (technische) Leistung thermische Leistung Umfangsleistung Antriebsleistung des Verdichters Leistung des Windenergiekonverters Zugeführte Leistung Abgegebene Leistung des Dampfkraftwerks eines Kombikraftwerks Abgegebene Leistung der Gasturbine eines Kombikraftwerks Phosphoric acid fuel cell Polymer electrolyte fuel cell Polymer Membran Brennstoffzelle Phosphorsaure Brennstoffzelle Photovoltaik Druck Drücke in Kreisprozessen Frischdampfdruck Druck des geokomprimierten Wassers Mittlerer indizierter Druck Wärme Wärmestrom Abgeführte Wärme Elektrische Ladung Nutzbare Wärme Zugeführte Wärme Nutzbarer Wärmestrom des Abgases Wärmestrom des Dampfes Gesamter Wärmestrom

W W W W W W W W 1 W W W W W W W W

PGT PAFC PEFC PMBZ PSBZ PV p pi pFD pGW pmi Q  = dQ/dt Q Qab Qe QNutz Qzu  Abh = dQ /dt Q Abh  D = dQD/dt Q  Ges = dQ /dt Q Ges

W Pa Pa Pa Pa Pa J W J C J J W W W

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen Kürzel  Koll = dQKoll/dt Q  Kühl = dQ Q Kühl/dt  QKW = dQKW/dt  N = dQ /dt Q N  RG = dQ /dt Q RG  S = dQS/dt Q  umg = dQ /dt Q

Erläuterung

Gelieferte Wärmeleistung an Pufferkreis Kälteleistung Nutzbarer Wärmestrom des Kühlwassers Nutzwärmestrom Rauchgas-Wärmestrom Globalstrahlungsleistung auf Kollektorfeld Von Umgebung durch Wärmepumpe aufgenommener umg Wärmestrom  Verl = dQ /dt Q Nicht nutzbarer Wärmestrom Verl  Q WP = dQWP/dt Von Wärmepumpe abgegebener nutzbarer Wärmestrom  zu = dQ /dt Q Zugeführter Wärmestrom zu  Abgas Q Abgas = dQ /dt Abgas-Wärmestrom der Gasturbine eines Kombikraftwerks  DT = dQDT/dt Q Dem Dampfkraftwerk zugeführter Wärmestrom im Rahmen eines Kombikraftwerks  DT = dQ DT /dt Dem Dampfkraftwerk zugeführte Wärmeströme im Q ij ij Rahmen eines Kombikraftwerks  GT = dQGT/dt Q Zugeführter Wärmestrom für Gasturbinenprozess eines Kombikraftwerks q Massenspezifische Wärme qab Dem Prozess abgeführte spezif. Wärme qAnz Durch regenerative Speisewasservorwärmung übertragene spezifische Wärme Flächenspezifischer Erdwärmestrom qF qK Spez. Konvektionsverlustleistung qN Spez. Nutzleistung qR,a Spez. Reflektionsverlustleistung am Absorber qS Spez. Solarstrahlung auf den Kollektor qS,a Spez. Solarstrahlung auf Absorber qspez Leistung pro Spaltstoffmasse qSt Stableistung qStr Spez. Strahlungsverlustleistung qT Spez. Transmissionsverlustleistung qzu Dem Prozess zugeführte spezif. Wärme qij Spezifische Wärmen von Kreisprozessen R Spezielle Gaskonstante R Elektrischer Widerstand R, Ri Radius R1 Reaktionsrate R2 Volumenbezogene Reaktionsrate RBW Radiobiologische Wirksamkeit

XXI Einheit

W W W W W W W W W W W W W W J/kg J/kg J/kg W/m2 W/m2 W/m2 W/m2 W/m2 W/m2 W/kg W/m W/m2 W/m2 J/kg J/kg J kg-1K-1 Ohm m s-1 m-3s-1 1

XXII

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

Kürzel

Erläuterung

RMU RTPA r r rem rpm S Si S SU SDV SKE SLV SOFC STC ST-2000 s s T T TFD TU T1/2 Ti TiD TiGes TiRG Tmin Tmax TiDT

Removal Units Regulated Third Party Access Radiale Koordinate Spezifische Verdampfungsenthalpie Roentgen Equivalent Man Umdrehungen pro Minute (revolutions per minute) Stromzahl (Kap. 10) Schwerpunkt Entropie Entropie bei unterer Prozesstemperatur Spezifischer Dampfverbrauch Steinkohleneinheit; 1 kg SKE = 29,3 MJ Stromliefervertrag Solide oxide fuel cell Standard Test Conditions Projekt Solarthermie 2000 des BMWi Massenspezifische Entropie Weg (nur Gl. 2.1) Temperatur Periodendauer Frischdampftemperatur Umgebungstemperatur Halbwertszeit Temperaturen in Kreisprozessen Dampftemperatur Mischtemperatur Rauchgastemperatur Minimale Prozesstemperatur Maximale Prozesstemperatur Temperaturen des Dampfkraftwerksprozesses eines Kombikraftwerks Temperaturen des Gasturbinenprozesses eines Kombikraftwerks Bezugstemperatur Temporary Certified Emission Reduction Third Party Access Zeit Messperiode Bezugszeit

TiGT T0 TCER TPA t td t0

Einheit

m J/kg rem min-1 1 J/K J/K kg/J J J/(kgK) m K (°C) s K K s K K K K K K K K K s s s

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

XXIII

Kürzel

Erläuterung

Einheit

x U U U Uges UMPP U0

Bezogene Kollektorübertemperatur Umlaufzahl (nur Abschnitte 4.4.6-4.4.8) Elektrische Spannung Innere Energie Mittlerer Wärmedurchgangskoeffizient Spannung im MPP Nullpunkt der inneren Energie (bei T = 273 K und p = 1013 mbar) Leerlaufspannung Union for the Coordination of Transmission of Electricity Ultra low emission vehicule United Nations Environment Program United Nations Framework Convention on Climate Change Umfangsgeschwindigkeit Umfangsgeschwindigkeit der Flügelspitze Unterer Totpunkt Volumen Hubvolumen Restvolumen bzw. schädliches Volumen Vollbelegungsperson Volumenstrom von Dampf Volumenstrom von Rauchgas Hubvolumen Restvolumen in o.T.-Stellung des Kolbens Volumen in einzelnen Punkten von Kreisprozessen in Kolbenmotoren Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke e.V. Verband der Netzbetreiber Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft Verband Kommunaler Unternehmen Verteilnetzbetreiber Verbändevereinbarung Spezifisches Volumen Spezifisches Volumen des gesättigten Dampfes Geschwindigkeit Windgeschwindigkeit in 10 m Höhe Arbeit Wärmemehrbedarf Effektive Nutzarbeit

m2K/W 1 V J W/m2/K V J

U0C UCTE ULEV UNEP UNFCCC u uSp u.T. V Vh Vk Vp  D = dVD/dt V  VRG = dVRG/dt Vh Vk Vi VDEW VDN VIK VKU VNB VV v v´´ v v10 W WMB Weff

V

m/s m/s m3 m3 m3 1 m3/s m3/s m3 m3 m3 m3/kg m3/kg m/s m/s J 1 J

XXIV

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

Kürzel

Erläuterung

Einheit

Wel Wel,rev Wi WMech WN Wo WT WT,s Wt Wth WV WZu WEK WRC WÜ wi wi, wij wN wPumpe wTurb wt wt, id wu wverl Yf y, yi Z ZEV z, zi z z Į Į Įs Įs,max ĮS,s ȕi

Elektrische Arbeit Reversible elektrische Arbeit Indizierte Arbeit Mechanische Arbeit Nutzarbeit Wobbe-Zahl Turbinenarbeit Turbinenarbeit bei isentroper Zustandsänderung Technische Arbeit Arbeit des idealen Vergleichsprozesses Volumenänderungsarbeit Zugeführte Arbeit Windenergiekonverter World Radiation Center Wärmeübertrager Relativgeschwindigkeit Spezifische Arbeit von Kreisprozessen Massenspezifische Nutzarbeit Spezifische Antriebsarbeit für Pumpe Spezifische Arbeit der Turbine Massenspezifische technische Arbeit Ideale, verlustfreie spez. technische Arbeit Massenspezifische Umfangsarbeit Durch Verluste nicht nutzbare spezifische technische Arbeit Spezifischer Ertrag Koordinate, Abstand Realgasfaktor Zero emission vehicule Höhenlage; vertikale Position Axiale Koordinate Anzahl der Zylinder (Kap. 8) Flügel-Anstellwinkel Į-Strahlung (He-Kerne) Höhenwinkel der Sonne Maximaler Höhenwinkel der Sonne Absorptionskoeffizient der Absorberfläche Winkel ȕ-Strahlung (Elektronen-Strahlung) Empfängerflächen-Azimutwinkel

J J J J J 1 J J J J J J m/s J/kg J/kg J/kg J/kg J/kg J/kg J/kg J/kg 1 m 1 m m 1 Grad Grad Grad 1 Grad Grad

ȕ, ȕ-

Ȗ

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

XXV

Kürzel

Erläuterung

Einheit

Ȗ ȖS į ǻ ǻe ǻG ǻG0

Ȗ-Strahlung (Röntgen-Strahlung) Sonnen-Azimutwinkel Deklinationswinkel Differenz (Operator) Differenz der spezifischen Exergie Änderung der Gibbs´schen freien Energie Änderung der Gibbs´schen freien Energie im chemischen Standardzustand Reaktionsenthalpie Reaktionsenthalpie im chemischen Standardzustand Spezifische Enthalpiedifferenz einer isentropen Zustandsänderung Spezifische Enthalpiedifferenz einer isentropen Zustandsänderung in Turbine Grädigkeit eines Abhitzekessels zwischen den wärmeübertragenden Fluiden Rauchgas und Dampf Grädigkeit eines Abhitzekessels zwischen den wärmeübertragenden Fluiden Rauchgas und Flüssigkeit Winkelinkrement Energie, die bei vollständiger Spaltung von 1 g U-235 freigesetzt wird (Kap. 5) Verdichtungsverhältnis (Kap. 8) Verdichtungsverhältnis Leistungszahl (Leistungsziffer) Maximale Leistungszahl Ideale Leistungszahl Leistungszahl für Kühlprozesse Leistungszahl für Wärmepumpe Wirkungsgrad Abwärmenutzungsgrad des Abhitzekessels eines Kombikraftwerks Brennstoffnutzungsgrad Carnot Wirkungsgrad Effektiver Wirkungsgrad Auf elektrische Leistung bezogener Wirkungsgrad Elektrischer Systemwirkungsgrad Faraday-Wirkungsgrad Generator-Wirkungsgrad Gesamter Wirkungsgrad Wirkungsgrad für Generator und Transformator

Grad Grad J/kg J J

ǻH ǻH0 ǻhs ǻhT,s ǻTRG-D ǻTRG-fl ǻij İ İ İ İ İmax İC İK İW Ș ȘAK ȘBst ȘC Șeff Șel Șel,Sys ȘF ȘG ȘGes ȘGT

J J J/kg J/kg K K Grad J 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

XXVI

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

Kürzel

Erläuterung

Einheit

Șg Și ȘK ȘKoll ȘL ȘModul Șm ȘO Șs ȘT Șth Șthermod Șth,Ges ȘDT

Gütegrad Indizierter Wirkungsgrad Kollektorwirkungsgrad Kollektorkreisnutzungsgrad Leitungsbeiwert Modulwirkungsgrad Mechanischer Wirkungsgrad Optischer Wirkungsgrad Isentroper Wirkungsgrad Turbinenwirkungsgrad Thermischer Wirkungsgrad Thermodynamischer Wirkungsgrad Gesamter thermischer Wirkungsgrad des Kombikraftwerks Wirkungsgrad des Dampfkraftwerks eines Kombikraftwerks, bezogen auf die gesamte Abwärme der vorgeschalteten Gasturbine Thermischer Wirkungsgrad des Dampfkraftwerks eines Kombikraftwerks Thermischer Wirkungsgrad der Gasturbine eines Kombikraftwerks Umwandlungswirkungsgrad Zweiter Hauptsatz-Wirkungsgrad Zenitwinkel der Sonne Temperatur Mittlere Absorbertemperatur Stillstandstemperatur Tatsächliche Warmwassertemperatur Umgebungstemperatur Tatsächliche Kaltwassertemperatur Isentropenexponent Isentropenexponent der Mischung Zerfallskonstante (Kap. 5) Stöchiometriefaktor (Luftverhältnis) Wellenlänge Schnelllaufzahl Frequenz des Strahlers (nur Kap. 2) Anzahl von freigesetzten Neutronen bei Spaltung (nur Abschn. 5.1.3) Druckverhältnis Dichte

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

ȘthDT ȘthGT ȘUm Ș2 șz -a -a,0 -WW -u -KW ț țM Ȝ Ȝ Ȝ Ȝ Ȟ Ȟ ʌ ȡ

1 1 1 1 Grad K K K K K K 1 1 s-1 1 m 1 Hz 1 1 kg/m3

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

XXVII

Kürzel

Erläuterung

Einheit

ȡL ȡR ȡS,a ı ıa ıel

Dichte der Luft Reaktivität Reflektionsgrad des Absorbers Kernquerschnitt (Kern-Wirkungsquerschnitt) Effektiver Kernquerschnitt für Neutronenabsorption Effektiver Kernquerschnitt für elastische Neutronenstreuung Effektiver Kernquerschnitt für Spaltung durch Neutronen Effektiver Kernquerschnitt für inelastische Neutronenstreuung Transmissionsgrad der Kollektorabdeckung Breitengradwinkel Neutronenfluss Höchstwert des Neutronenflusses Verbrennungsvolumenverhältnis Formfaktor Verbrennungsdruckverhältnis Winkelgeschwindigkeit Stundenwinkel

kg/m3 1 1 m-2 m-2 m-2

ıf ıin IJS,s ĭ ĭ ĭmax ij Ȥ ȥ Ȧ Ȧ

m-2 m-2 1 Grad m-2s-1 m-2s-1 1 1 1 s-1 Grad

1

1 Einleitung Mit der Beherrschung der Energie, zunächst des Feuers, schaffte sich die Menschheit die Basis zur technischen und wirtschaftlichen Entwicklung. Energie in ihren verschiedenen Erscheinungsformen ist zur Nahrungszubereitung, zum Wohnen, zum Transport, zur Kommunikation, in der Technik, Industrie und in der Freizeit unverzichtbar. Energie gehört zu den Grundbedürfnissen.

Energieverbrauch in ÖE

Die natürlich vorkommenden Energieträger und der Energiebedarf sind global ungleich verteilt. Industrialisierte Länder haben einen ungleich höheren personenspezifischen Bedarf als Dritte-Welt-Länder. Der Energiebedarf korreliert mit der Wirtschaftskraft bzw. dem Bruttosozialprodukt. Bild 1.1 veranschaulicht für einige Länder den Pro-Kopf-Energiebedarf über dem realen Bruttosozialprodukt [1.1] des Jahres 1997, wobei das reale Bruttosozialprodukt auf der internationalen Kaufkraftparität der Landeswährung basiert. Die Kaufkraftparität gibt an, wie viel im jeweiligen Land in Landeswährung ein repräsentativer Warenkorb wert ist, der in den USA ein US $ kostet. 10000 8000 6000 4000 2000 0

0

10000

20000

30000

40000

Reales BSP in US $

Bild 1.1: Energiebedarf pro Kopf über dem realen Bruttosozialprodukt BSP

Ebenso zeigt sich ein Zusammenhang zwischen Energiebedarf bzw. Bruttosozialprodukt und Lebenserwartung, Kindersterblichkeit, Analphabetentum und Kinderanzahl [1.2]. Als Maß für den Energieverbrauch ist international die Öleinheit ÖE oder Rohöleinheit gebräuchlich, die auf dem Heizwert von einem Kilogramm Erdöl beruht: 1 ÖE = 42000 kJ. Gegenüber dem Energiestrom der Sonne auf die Erde von etwa 5,6 · 1024 J/Jahr [1.3] ist der anthropogene Energiebedarf mit etwa 350000 PJ/Jahr gering. Allerdings schöpft die Menschheit diesen Energiebedarf zum allergrößten Teil aus den fossilen Energieträgern Kohle, Erdöl und Erdgas, die sich aus Biomasse über Millionen von Jahren gebildet haben. Der dadurch gebundene Kohlenstoff entzog über Photosynthese der Atmosphäre CO2. Aus zwei Gründen ist die Ausbeutung und Nutzung fossiler Energieträger problematisch, weil sie zukünftige Generationen beeinträchtigt: x Die Energiewandlung geschieht durch Verbrennung mit der unvermeidbaren Kohlendioxidproduktion und Freisetzung anderer Schadstoffe. Kohlendioxid gilt als Verursacher einer globalen Erwärmung.

2

1 Einleitung

x Der Abbau fossiler Energieträger übersteigt deren Neubildung, das bedeutet, dass die fossilen Rohstoffe irgendwann erschöpft sind. Die auf Kernspaltung basierende Energiewandlung ist umstritten. In vielen Ländern wird sie abgelehnt, in anderen wird zugebaut. Es herrscht jedoch weltweit Konsens und ist langfristiges Ziel, bei den Energiewandlungsprozessen von fossilen Brennstoffen auf andere Primärenergieträger umzusteigen, die sich natürlich erneuern, möglichst in dem gleichen Maße wie sie verbraucht werden. Darunter zählen die Solar-, Wind-, Wasser-, Biomasse- und geothermische Energie. Die sich in der Entwicklung befindliche Fusionstechnologie wäre ebenfalls für menschliche Vorstellungen unerschöpflich. In industrialisierten Ländern ist von gewissen Sparpotenzialen auszugehen, insbesondere wenn sich Verbrauchsgewohnheiten ändern lassen. Demgegenüber haben Schwellen- und Entwicklungsländer für die wirtschaftliche Entwicklung einen steigenden Energiebedarf. Der Zubau von Kraftwerken ist in jenen Ländern am höchsten, wobei nicht immer der ökologische Standard industrialisierter Länder erfüllt werden kann. Kraftwerke zur zentralen Stromerzeugung sind teure Investitionsgüter, die sich erst über Jahrzehnte rentieren. Bei der wirtschaftlichen Planung und technischen Auslegung sind weitgehende Annahmen über zu erwartenden Bedarf, Verbrauchsverhalten und Preisentwicklungen des auszuwählenden Brennstoffes zu treffen. Nach Inbetriebnahme ist es aus technischen Gründen kaum mehr möglich, auf andere Brennstoffe umzurüsten. Unwägbar sind die politisch bedingten Änderungen. So waren die deutschen Energieversorger bis Mitte der neunziger Jahre gezwungen, Kohlekraftwerke zu bauen, um das auferlegte Kohlekontingent zu verbrauchen (Kohleverstromung). Nach der politisch durchgesetzten Liberalisierung des Energiemarktes erweisen sich einige dieser Kohlekraftwerke als wenig konkurrenzfähig. Zunehmend setzt sich die kombinierte Erzeugung von Strom und Wärme durch. Dezentrale Blockheizkraftwerke geringerer Leistung werden nahe der Wärmeverbraucher installiert. Das individuelle Investitionsvolumen ist wesentlich geringer, damit auch das finanzielle Risiko. Große Kraftwerke sind teilweise ebenfalls zur Wärmeauskopplung eingesetzt, meist zur Versorgung von Fernwärmenetzen. Die elektrische Energie lässt sich großtechnisch nicht direkt speichern. Sie muss zeitgleich zum Verbrauch erzeugt werden. Neben der immer benötigten Grundlast ist die Mittellast tageszeitlichen Schwankungen unterworfen. Zu gewissen Zeiten verbrauchen die Abnehmer besonders viel elektrische Energie, die Spitzenlast, die jedoch nur kurze Zeit benötigt wird. Die Spitzenlast muss schnell bereitgestellt werden. Für die Grund-, Mittel- und Spitzenlast kommen unterschiedliche Kraftwerkstypen zum Einsatz. Die deutsche Gesetzgebung fördert erneuerbare Energien [1.4]. Dies führte zu vielen Kleinanlagen, z.B. Windanlagen, die ihre erzeugte Energie unkontrollierbar ins elektrische Netz einspeisen dürfen. Entsprechend müssen die regelbaren Kraftwerke die Differenz zwischen Verbrauch und Erzeugung ausgleichen. Der Strommarkt in industrialisierten Ländern wurde erst seit kurzem liberalisiert und dem Wettbewerb ausgesetzt. Zuvor gab es in den meisten Ländern Gebietsmonopole für die Stromerzeuger, was Planungssicherheit für den Bau von Kraftwerken und des Stromverteilungsnetzes gab. Die Auflösung der Gebietsmonopole lässt dem Verbraucher die Freiheit, die elektrische Energie bei einem beliebigen Anbieter zu beziehen. Diese Liberalisierung brachte weitreichende Vereinbarungen der Energiewirtschaft mit sich, die Durchleitungsrechte und Kosten über fremde Stromnetze, die Messwerterfassung sowie gewisse Voraussetzungen über Verbrauchsgewohnheiten regeln.

Einleitung

3

Die Energieversorgungsunternehmen mussten umstrukturiert werden, um der gesetzlichen Trennung in Stromerzeugungsunternehmen und Netzbetreibergesellschaften Genüge zu tun (Unbundling). Neue Unternehmen entstanden, Unternehmen der Energiebranche schlossen sich über nationale Grenzen hinweg zusammen, kauften andere oder wurden gekauft. Die Liberalisierung begann in Nordamerika und setzte sich in der Europäischen Union fort – die gesetzlichen Bedingungen sind sehr ähnlich. 5%

4% 22%

26%

26 %: 25 %: 22 %: 11 %: 5 %: 5 %: 4 %: 2 %:

Kernenergie Braunkohlen Steinkohlen Erdgas Übrige Wasserkraft Windkraft Mineralöl

25% 5% 11%

2%

Bild 1.2: Anteil der Energieträger an der Bruttostromerzeugung in Deutschland 2005 [1.5]

Bild 1.2 veranschaulicht die an der deutschen Bruttostromerzeugung aktuell beteiligten Energieträger [1.5]. Andere prozentuale Werte ergeben sich, wenn die Erzeugungskapazitäten (von den installierten Anlagen maximal erzeugbare Leistung) herangezogen werden. So ist die installierte Windkraftkapazität prozentual etwa um das Dreifache höher als die von Windkraftanlagen produzierte elektrische Energie. Dieses Buch ist eine Einführung in die Technik der Energiewandlung und stellt keine erschöpfende Behandlung des Themas dar. Die Kapitellänge muss nicht der Bedeutung der darin behandelten Technik für die Energieversorgung entsprechen. Nicht behandelt werden Fragen der Energiepolitik, Ethik oder zukünftige Energieszenarien. Einen Überblick der anzunehmenden globalen Energieentwicklungen gibt [1.6].

Literatur [1.1] Fischer Weltalmanach 2006, Herausgeb. M. von Baratta, Fischer Taschenbuch Verlag GmbH, Frankfurt a.M., 2006 [1.2] J. Goldemberg, Energy, Environment and Development, Earthscan Publications Ltd., London, 1996, Reprint, 1999 [1.3] H. Schaefer, Herausgeber, Nutzung regenerativer Energiequellen, Zusammenstellung von Daten und Fakten für die Bundesrepublik Deutschland, VDI Verlag, Düsseldorf, 1986 [1.4] EEG Erneuerbare Energiegesetz, Bundesgesetzblatt [1.5] www.bmwi.de: Energie Daten 2005, Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, Ref. Öffentlichkeitsarbeit, Bonn, 2006 [1.6] K. Heinloth, Die Energiefrage: Bedarf und Potenziale, Nutzung, Risiken und Kosten, 2. Auflage, Vieweg-Verlag, 2003

5

2 Energietechnische Grundlagen

2.1 Energieformen Energie tritt in verschiedenen Erscheinungsformen auf, eingeteilt gemäß Tabelle 2.1. Kinetische und potenzielle Energien zählen zur mechanischen Energie, magnetische, elektromagnetische, elektrische und Strahlungsformen der Energie zur elektrischen Energie. Unter chemischer Energie ist die freisetzbare Energie zu verstehen, die sich durch chemische Reaktionen (meist Verbrennung) oder kerntechnische Reaktionen (Kernspaltung, Kernfusion) ergeben können. Die thermische Energie ist am häufigsten anzutreffen. Sie wird als Wärme bezeichnet. Energie hat die Einheit Joule J. Tabelle 2.1: Energieformen (unvollständige Aufzählung) Energieform

Natürliche Form

Berechnung1

Kinetische Energie

Bewegung von Körpern und Fluiden

EKin = ½ m v2 bzw. ERot = M ǻij

Potenzielle Energie

Lageenergie

EPot = m g z

Elektrische Energie

Fluss von elektrischem Strom

EEl

Energie elektromagnetischer Wellen, Strahlungsenergie

Energie Mikrowellen, Radiowellen, Wärmestrahlung

EQ = h Ȟ (Energie des Strahlungsquantums)

Spaltungsenergie: Spaltung schwerer Atomkerne

Freisetzung der Bindungsenergie der Nukleonen2

EFis = A BE

Fusionsenergie: Verschmelzung leichter Atomkerne

Freisetzung der Bindungsenergie der Nukleonen

EFus = A BE

Thermische Energie

Innere Energie, Enthalpie (Wärme)

ETh = m c T

= U Qe = U Iǻt

Mit der Energie ist die Arbeit verwandt. Die klassische mechanische Arbeit W ist als Kraft F mal Weg s bekannt: WMech = F · s

Gl. 2.1

Die Arbeit hat wie die Energie die Einheit J = Nm. Durch Energieumwandlung kann Arbeit geleistet werden. Durch die Abnahme der potenziellen Energie einer Masse ǻEPot = m g ǻz < 0 lässt sich durch technische Maßnahmen mechanische Arbeit leisten, z.B. um ein Gewicht zu heben oder eine Feder zusammen zu drücken. Analog den Energieformen gibt es verschiedene Arbeitsformen.

1 2

Definition der Symbole im Verzeichnis der Formelzeichen Siehe Kapitel 5

6

2 Energietechnische Grundlagen

2.2 Energieerhaltung Der Energieerhaltungssatz ist allgemein akzeptiert: Energie kann weder erzeugt noch vernichtet, sondern nur in andere Formen umgewandelt werden. Die Energieerhaltung wurde von Julius Robert von Mayer3 [2.1] postuliert und hat sich seither bestätigt. Der Mensch kann nur aus dem natürlich vorgegebenen Energieangebot schöpfen. In der Energieverfahrenstechnik erweist sich die thermodynamische Formulierung der Energieerhaltung, erster Hauptsatz der Thermodynamik genannt (1.HS), als besonders praktisch. Die Beziehungen sind im Anhang A2 hergeleitet. Der 1. HS behandelt Wärme, Energie und Arbeit als gleichwertig. Es ist jedoch nur eingeschränkt möglich, Wärme in Arbeit oder in eine andere, nicht thermische Energieform umzuwandeln. Demgegenüber lassen sich die hochwertigen mechanischen und elektrischen Energieformen fast beliebig ohne thermische Verluste in andere Energieformen umwandeln (siehe Kap. 3). Das Maß für die Umwandlungsfähigkeit einer Energieform in Arbeit mittels thermodynamischem Kreisprozess ist der Carnot-Wirkungsgrad ȘC (Herleitung in Abschnitt 2.3.1): ȘC = 1 – TU/T

Gl. 2.2

Thermodynamische Kreisprozesse nutzen die thermische Energiedifferenz zwischen zwei Temperaturniveaus. Falls auf weitere technische Maßnahmen verzichtet werden soll, ist das unterste Temperaturniveau durch die Umgebungstemperatur TU, entsprechend die Enthalpie und die Entropie durch HU bzw. SU, gegeben. Die obere Temperatur T ist durch die genutzte Wärmequelle (Verbrennung o.ä.) bestimmt. Damit lässt sich die maximal nutzbare Arbeit als Zustandsgröße „Exergie“ Ex, auch als „Arbeitsfähigkeit“ interpretierbar, gemäß Gl. 2.3 definieren (siehe beispielsweise [2.2]): Ex = H – HU – TU (S - SU)

Gl. 2.3

Liegt die thermische Energie Eth (Wärme) bei einer Temperatur T nahe der Umgebungstemperatur TU vor, so ist deren Carnot-Wirkungsgrad und deren Exergie gering. Die thermische Energie kann nur teilweise über einen Kreisprozess in Arbeit umgewandelt werden. Der nicht umwandelbare Anteil der thermischen Energie ist die Anergie. Die Energie ist die Summe der Exergie und Anergie.

2.3 Thermodynamische Kreisprozesse

Bild 2.1: Willkürlicher Kreisprozess im T,s-Diagramm

3

Julius Robert von Mayer, deutscher Mediziner, 1814-1878

2.3 Thermodynamische Kreisprozesse

7

Bei einem Kreisprozess durchläuft ein System, z.B. ein Fluid, thermodynamische Zustandsänderungen, die es letztlich wieder auf den ursprünglichen Zustand zurückführt. Kreisprozesse sind in Zustandsdiagrammen veranschaulichbar. Bild 2.1 zeigt einen willkürlichen Kreisprozess im T,s-Diagramm. Der 1. HS ergibt für eine Änderung in einem offenen, stationär durchströmten Systems (Anhang A2): q + wt = ǻh + ½ ǻc2 + g ǻz

Gl. 2.4

Damit ergeben sich die Zustandsänderungen zu den einzelnen Punkten in Bild 2.1: 1ĺ2:

q1,2 + wt1,2 = (h2 – h1) + ½ (c22 – c12) + g (z2 – z1)

2ĺ3:

q2,3 + wt2,3 = (h3 – h2) + ½ (c32–c22) + g (z3 – z2)

iĺi+1: qi,i+1 + wti,i+1 = (hi+1 – hi) + ½ (ci+12 – ci2) + g (zi+1 – zi)

Gln. 2.5

n-1ĺn: qn-1,n + wtn-1,n = (hn – hn-1) + ½ (cn2 – cn-12) + g (zn – zn-1) nĺ1:

qn,1 + wtn,1 = (h1 – hn) + ½ (c12–cn2) + g (z1 – zn)

Die Bilanz aller Zustandsänderungen von 1 zurück zu 1 ist die Addition aller Einzelschritte, d.h. Addition der Gleichungen 2.5. Die Zustandsgrößen der aufeinander folgenden Schritte haben entgegen gesetzte Vorzeichen, d.h. in der ersten Gleichung ist + h2 (positiv), in der zweiten – h2 (negativ), so dass die rechte Seite der summierten Gleichungen zu Null wird: ™q + ™wt = 0,

Gl. 2.6

bzw. ™q = – ™wt Weiterhin gilt für reversible Zustandsänderungen [2.2]: q = œTds

Gl. 2.7

Damit ist die Summe der gewinnbaren technischen Arbeit – ™wt, gleich dem Kreisintegral œTds im T,s-Zustandsdiagramm (schraffierte Fläche in Bild 2.1). Die Summe der technischen Arbeit ist negativ, dem System wird Arbeit entzogen. Da die Summe der Wärmen ein positives Vorzeichen aufweist, muss dem System Wärme zugeführt werden. Derartige Prozesse, aus denen Arbeit gewonnen wird, heißen rechtsläufige Prozesse. Es sind die für die Energietechnik interessierenden thermischen Prozesse. Bei linksläufigen Prozessen muss Arbeit aufgebracht werden, um Wärme (bzw. Kälte) zu gewinnen. Diese Prozesse liegen der Kältetechnik und Wärmepumpe zu Grunde. Es ist technische Aufgabe der Energietechnik, Kreisprozesse zu konzipieren, die die leicht verfügbare Wärme, z.B. durch Verbrennung, in technische Arbeit umwandeln.

2.3.1 Carnot-Prozess Der Carnot-Prozess ist ein formal einfacher Prozess, der aus vier Einzelschritten besteht. 1ĺ2: Isentrope Druckerhöhung 2ĺ3: Isotherme Wärmezufuhr 3ĺ4: Isentroper Druckabbau 4ĺ1: Isotherme Wärmeabfuhr

8

2 Energietechnische Grundlagen

Bild 2.2: Carnot-Prozess im T,s-Diagramm

Der Prozess ist in Bild 2.2 dargestellt. Die Summe der Wärmen ist mit Gln. 2.6 und 2.7: ™q = q2,3 + q4,1 = T2 . (s3 – s2) + T4 . (s1 – s4)

Gl. 2.8

Da s3 – s2 = – (s1 – s4), vereinfacht sich die Beziehung zu ™q = (T2 – T4) ¨s

Gl. 2.9

Unter umgekehrtem Vorzeichen ist dies gleichzeitig die gewinnbare technische Arbeit mit Gl. 2.6: – ™wt = (T2 – T4) ¨s

Gl. 2.10

Der thermische Wirkungsgrad, definiert als der Quotient aus der gewinnbaren technischen Arbeit und der zuzuführenden Wärme qzu, ergibt sich also zu: Șth = _™wt_ / qzu

Gl. 2.11

Die Wärme wird von 2 nach 3 zugeführt, q2,3 ist positiv: qzu = q2,3 = T2 ¨s

Gl. 2.12

Dem gegenüber wird von 4 nach 1 dem System Wärme entzogen, da q4,1 negativ ist. Die spezifische Wärmeabfuhr ist also qab = q4,1. Mit Gln. 2.10, 2.11, 2.12 und T1 = T4: Șth = (T2 – T1) ¨s / (T2 ¨s) = 1 – T1/T2 = ȘC

Gl. 2.13

Der Carnot-Wirkungsgrad ȘC ist der durch einen thermischen Prozess maximal erreichbare thermische Wirkungsgrad. Der Carnot Prozess findet in der Energietechnik keine Anwendung, da er technisch praktisch nicht zu verwirklichen ist. Der ideale Stirling-Prozess weist allerdings den Carnot-Wirkungsgrad auf, wenn gleich die Prozessführung unterschiedlich ist (Kapitel 8).

2.3.2 Technisch realisierbare Kreisprozesse Insbesondere die isotherme Wärmezufuhr und die isotherme Wärmeabfuhr bereiten technische Probleme. Technische Prozesse sind Varianten des Carnot-Prozesses und weisen oft vier Teilschritte auf. Sie beginnen mit einer Druckerhöhung, die nur als Ideal isentrop ist, gefolgt von der Wärmezufuhr, die allerdings im Normalfall nicht isotherm ist. Danach kommt die Entspannung des Fluids, wobei die technische Arbeit freigesetzt wird, von der ein Teil für den ersten Prozessschritt, die Druckerhöhung, benötigt wird. Die Wärmeabfuhr schließt den Prozess ab. Diese Prozesse lassen sich durch weitere Schritte verfeinern. In den folgenden Kapiteln sind die energietechnisch wichtigen Kreisprozesse für Dampfkraftwerke (Clausius-Rankine-Prozess), Gasturbinen (Joule-Brayton-Prozess) und Kolbenmotoren (Otto-, Diesel-, oder Seiliger- und Stirling-Prozess) behandelt.

2.4 Erschöpfbares und nicht erschöpfbares (regeneratives) Energieangebot

9

2.3.3 Irreversibilitäten Die unter diesem Abschnitt hergeleiteten Beziehungen von Kreisprozessen gelten für ideale, reversible Zustandsänderungen. Irreversibilitäten ergeben sich durch Reibungseinflüsse und Wärmeabfuhr nach außen. Die Reibung von bewegter Strömung oder bewegter Teile an Wandungen ist die nicht umkehrbare Umwandlung kinetischer Energie in Wärme, was die Entropie erhöht. So lassen sich die isentrope Zustandsänderungen, z.B. von Zustand 1 nach 2 und von 3 nach 4 des Carnot-Prozesses technisch nicht realisieren. Über Reibungseinflüsse erhöht sich die Entropie, so dass s2 > s1 und s4 > s3. Nur durch eine gleichzeitige Wärmeabfuhr bei diesen Zustandsänderungen ließe sich die Entropie erniedrigen und eine isentrope Zustandsänderung annähern. Gelegentlich wird derartiges bei Kompressoren durch Zwischenkühlungen oder Wassereinspritzung (Nutzung der Verdampfungswärme) angewandt. Jedenfalls ist Gl. 2.7 bei irreversiblen Zustandsänderungen nicht mehr gültig und die technische Arbeit ist nicht mehr das Kreisintegral der von den einzelnen Zustandsänderungen umschlossenen Fläche im Zustandsdiagramm (schraffierte Fläche in Bild 2.1). Im 1. HS kann die nicht nutzbare Reibungsarbeit (Dissipation) explizit berücksichtigt werden, so dass sich mit j, der spezifischen Reibungsarbeit, aus Gl. 2.4 ergibt: q + wt + j = ǻh + ½ ǻc2 + g ǻz

Gl. 2.14

Damit ergibt sich aus einem Kreisprozess mit irreversiblen Zustandsänderungen analog Gl. 2.6: ™q + ™wt + ™j = 0,

Gl. 2.15

bzw. ™q = – ™wt – ™j Die Reibungsarbeit reduziert somit die nutzbare technische Arbeit wt.

2.4 Erschöpfbares und nicht erschöpfbares (regeneratives) Energieangebot Die Erde ist dem Energiestrom der Sonne in Form von Strahlung ausgesetzt. Diese auf die Erde entfallende Sonnenleistung, auf 5,6 · 1024 J/Jahr = 178 000 TW (T = 1012 ) abgeschätzt, teilt sich auf in x Reflektion an der Atmosphäre und Erdoberfläche, x Erwärmung der Atmosphäre und der Erdoberfläche, was wiederum die Verdampfung von Wasser (Wolkenbildung) und Winde bewirkt, x Umwandlung in Biomasse, wovon sich ein kleiner Teil in fossile Brennstoffe umwandelt. Der Energiestrom strahlt letztlich wieder in den Weltall zurück. Lediglich die in den organischen Substanzen und die von Menschen temporär gespeicherte Energie verbleiben. Etwa 10 TW verbraucht die Menschheit durch die Verbrennung fossiler Energieträger. Die Energieanteile durch Erdwärme, Vulkane und Gezeiten sind verglichen mit der Sonneneinstrahlung vernachlässigbar. Bild 2.3 zeigt die Verhältnisse [2.3]. Etwa 3 TW der Sonnenenergie verbleiben als prinzipiell nutzbare Wasserkraft. Davon sind derzeit schätzungsweise knapp 10% zur Stromerzeugung genutzt. Wind und Wellen haben im Mittel eine kinetische Leistung um 370 TW.

10

2 Energietechnische Grundlagen

Sonnenenergie wie Wind-, Wasser- und Sonnenstrahlungsenergien sind regenerativ, da sie sich erneuern und für menschliche Verhältnisse unerschöpfbar sind. Ebenso ist die durch die Schwerkrafteinwirkung von Mond und Sonne hervorgerufene Gezeitenenergie unerschöpflich und die chemische Energie der Biomasse, falls nur soviel genutzt wird, wie nachwachsen kann. Weiterhin ist die geothermische Energie, der durch den heißen Erdkern, teilweise durch Kernzerfallsprozesse generierte Wärmestrom Richtung Erdoberfläche, unerschöpflich. Falls die Fusionsenergie nutzbar werden sollte, wäre eine weitere unerschöpfliche Energie erschlossen. Die Nutzung dieser regenerativen Energiequellen ist nicht in jedem Falle ökologisch unbedenklich. So erfordern Wasserkraftwerke Eingriffe in die Flussläufe oder das Anlegen von Wasserreservoiren, was Auswirkungen auf die aquatische Flora und Fauna hat. Auch regt sich Widerstand gegen das Aufstellen von Windturbinen. Demgegenüber werden die in den vergangenen Millionen Jahren gebildeten fossilen Energieträger Erdöl, Kohle, Erdgas derzeit schneller verbraucht, als sie sich nachbilden können. Einstrahlung der Sonne 178.000 TW: 100 % Erdwärme, Vulkane, Gezeiten 0,02 % PrimärenergieVerbrauch 0,006 %

Reflektion in der Atmosphäre Lufterwärmung 17,3 % Reflektion an Erdoberfläche 4,2 % Organische Substanzen 0,1 %

Konvektion 14,4 %

Bild 2.3: Sankey Diagramm der durch Sonneneinstrahlung bewirkten Energieströme

Meere 33 %

2.5 Primär- und Sekundärenergien Die natürlich vorkommenden Energieformen wie Rohöl, Kohle, Erdgas, Windenergie, Wasserenergie, die noch keine menschliche Veränderung erfahren haben, gelten als Primärenergieträger bzw. Primärenergien. Alle veränderten oder veredelten Formen sind die Sekundärenergieträger (z.B. Heizöl, Benzin, aufbereitete Kohle wie Briketts, Biogas, angereichertes Uran) oder Sekundärenergien (z.B. elektrische Energie, mechanische Energie).

2.6 Weltenergiebedarf Gegenüber dem konstanten Energiestrom der Sonne auf die Erde ist der anthropogene Energiebedarf gering. Allerdings schöpft die Menschheit diesen Energiebedarf fast ausschließlich aus den erschöpfbaren fossilen Energieträgern. Die Umwandlung geschieht durch Verbrennung mit der unvermeidbaren Kohlendioxidproduktion.

Literatur zu Kapitel 2

11

Eine umfassende, aktuelle Zusammenstellung der vorhandenen und nutzbaren Energieträger, des derzeitigen Weltenergiebedarfs, die Entwicklungstendenzen und Hochrechnungen des Energiebedarfs sind in [2.4] dargestellt.

Literatur zu Kapitel 2 [2.1] Julius Robert von Mayer, Bemerkungen über die Kräfte der unbelebten Natur, Liebigs Annalen, Band 42, 1842 [2.2] K. Langeheinecke, P. Jany and G. Thieleke, Thermodynamik, 6.Aufl., Vieweg Verlag, 2006 [2.3] H. Schaefer, Herausgeber, Nutzung regenerativer Energiequellen, Zusammenstellung von Daten und Fakten für die Bundesrepublik Deutschland, VDI Verlag, Düsseldorf, 1986 [2.4] K. Heinloth, Die Energiefrage: Bedarf und Potenziale, Nutzung, Risiken und Kosten, 2. Auflage, Vieweg Verlag, 2003 [2.5] M. J. Moran, H. N. Shapiro, Fundamentals of Engineering Thermodynamics, 2. Aufl., John Wiley & Sons, Inc., 1992

Anhang zu Kapitel 2 Erster Hauptsatz der Thermodynamik Der erste Hauptsatz (1. HS) ist der Energieerhaltungssatz, angewandt auf thermodynamische Systeme, der sich für energieverfahrenstechnische Prozesse als besonders praktisch erweist. Der erste Hauptsatz wird gemäß dem zu untersuchenden System formuliert. Die Analyse eines abgeschlossenen Systems in Ruhe bedingt andere Beziehungen als die Analyse von offen durchströmten Systemen. 1. HS für geschlossene Systeme in Ruhe Über die Systemgrenzen können nur Wärme und Arbeit treten, jedoch keine Massen oder Massenströme. Die einem geschlossenen thermodynamischen System (flüssiger, gasförmiger oder fester Körper) zugeführte Wärmemenge dQ kann Folgendes bewirken: – Erhöhung der inneren Energie um den Betrag dU – Abgabe von äußerer Arbeit des Betrages dW. Ebenso kann eine von außen zugeführte äußere Arbeit des Betrages dW die innere Energie ändern und/oder eine Wärmemenge dQ freisetzen. Die Energiebilanz, hier als 1. HS bezeichnet, lässt sich wie folgt schreiben: dQ + dW = dU

Gl. A2.1

Bei Zuführung der Wärmemenge Q12 und der Zustandsänderung des Gases von 1 nach 2 folgt aus Gl. A2.1: Q12 + W12 = U2 – U1

Gl. A2.2

Hierbei gilt x die dem System von außen zugeführte Wärmemenge und Arbeit werden positiv eingesetzt;

12

2 Energietechnische Grundlagen

x die innere Energie, ist die in einem Körper gespeicherte Energiemenge. Sie ist abhängig von der Temperatur. Da praktisch nur Differenzen der inneren Energie von Interesse sind, wird der Nullpunkt Uo = 0 willkürlich bei T = 273 K, p = 1013 mbar festgelegt; x die äußere Arbeit W12 wird bei der Volumenvergrößerung eines Systems nach außen abgegeben, d.h. W12 ist negativ anzusetzen. Bei der Volumenänderung dV eines Gases unter dem Druck p ist für umkehrbare (reversible) Zustandsänderungen die geleistete äußere Arbeit dW = – pdV. Expandiert ein Gas vom Druck p1 und dem Volumen V1 auf den Druck p2 und das Volumen V2, so ist: 2

2

1

1

W12 =−∫ p dV =−m ∫ p dv

Gl. A2.3

Diese Arbeit ist die Fläche unter der Zustandsänderung im p,V-Diagramm. Die innere Energie lässt sich durch die Enthalpie H substituieren, die sich aus der inneren Energie und der Verdrängungsarbeit pV zusammensetzt: H = U + pV

Gl. A2.4

Gl. (A2.4) lässt sich umformen und differenzieren zu dU = dH – pdV – Vdp

Gl. A2.5

Nach Gl. A2.3 gilt für die äußere Arbeit: dW = – pdV

Gl. A2.6

Die Beziehungen Gln. A2.5 und A2.6 in die Gl. A2.1 eingesetzt, ergibt eine andere Schreibweise des 1. HS: dQ = dH – Vdp

Gl. A2.7

bzw. Q12 = H2 – H1 – ³ V dp, oder mit dem Begriff der technischen Arbeit Wt: Q12 = H2 – H1 – Wt bzw. Q12 + Wt = H2 – H1 Hierbei ist die technische Arbeit Wt definiert als Wt = + ³ V dp

Gl. A2.8 Gl. A2.9

Sie kann wiederum als Fläche im p,V-Diagramm dargestellt werden. Sie kennzeichnet die in einer Maschine gewonnene Arbeit, wenn ein Gas oder ein Dampf mit der Enthalpie H1 einströmt und mit der Enthalpie H2 ausströmt. Zwischen W12 und Wt12 gilt die Beziehung: Wt12 = W12 + p1V1 – p2V2

Gl. A2.10

1. HS für bewegte, geschlossene Systeme Bewegt sich ein System oder Teile davon, so ändern sich von 1 nach 2 zusätzlich die kinetischen und potenziellen Energien und Gl. A2.8 ist zu ergänzen: Q = H2 – H1 – Wt + ½ m (c22 – c12) + m g (z2 – z1) bzw. Q + Wt = H2 – H1 + ½ m (c22 – c12) + m g (z2 – z1)

Gl. A2.11

1. HS für offene Systeme Offene Systeme: Neben Wärme und Arbeit tritt auch Masse über die Systemgrenzen. Ingenieurtechnische Anwendungen beschränken sich überwiegend auf stationär durchströmte Syste-

Anhang zu Kapitel 2

13

me, d.h. über die Systemgrenzen tritt ein gleichförmiger Massenstrom dm1 /dt = dm2 /dt =  . Der 1. HS wird gerne auf den Massendurchsatz dm/dt = m  bezogen. Mit massendm/dt = m  wt werden Gl. A2.11 zu: spezifischen Größen sowie der Leistung Pt = m  + Pt = m  q+ m  wt = Q  (h2 – h1) + ½ m  (c22 – c12) + m  g (z2 – z1) = m

bzw. in kürzerer Schreibweise:  + Pt = m  ( ' h + ½ ' c2 + g ' z) Q q + wt = ' h + ½ ' c2 + g ' z

Gl. A2.12

Da die Umwandlung von Wärme in Arbeit nur beschränkt möglich ist, ist gleichzeitig der 2. Hauptsatz der Thermodynamik zu beachten [2.2].

Zweiter Hauptsatz der Thermodynamik Die Richtung spontan ablaufender Prozesse ist vorgegeben. Beispielsweise wird ein Körper mit einer über der Umgebungstemperatur liegenden Temperatur T > TU bei Umgebungskontakt abkühlen und seine Wärme an die Umgebung abgeben. Der umgekehrte Vorgang, dass der Körper seine Temperatur erhöht, in dem er Wärme von der Umgebung aufnimmt und diese abkühlt, widerspricht zwar der täglichen Erfahrung, jedoch nicht der Energieerhaltung, dem 1. Hauptsatz. Ein analoges Beispiel sind Druckbehälter, bei denen bei Öffnung des Ventils eine Entspannung stattfindet und keine Druckerhöhung aus der Atmosphäre durch abnehmenden Druck. Ebenso wenig können fallende Körper, die sich bei Auftreffen auf dem Boden durch Energieumwandlung erwärmen, ihre interne Wärme zum Aufsteigen benutzen. Insofern ist der 1. Hauptsatz durch den 2. Hauptsatz zu präzisieren bzw. einzuschränken. Unter den vielen möglichen Formulierungen des 2. Hauptsatzes sind für Ingenieure vielleicht die folgenden zwei praktisch. Formulierung von Clausius: „Ein System kann nicht so betrieben werden, dass das einzige Resultat eine Wärmeübertragung von einem kühleren zu einem wärmeren Körper wäre.“ Formulierung von Kelvin-Planck: „Ein System kann nicht mittels thermodynamischem Kreisprozess betrieben werden und eine Nettoarbeit an die Umgebung abgeben, indem es Energie durch Wärmeübertragung aus einem einzigen thermischen Reservoir aufnimmt.“ Das thermische Reservoir ist ein geschlossenes System, das seine konstante Temperatur beibehält, selbst wenn Energie hinzugefügt oder durch Wärmetransfer entzogen wird. Hinreichend große Systeme wie die Erdatmosphäre oder Ozeane können als derart idealisierte Reservoire angesehen werden. Eine tiefere Diskussion des 2. Hauptsatzes ist beispielsweise in [2.5] zu finden oder in jedem anderen guten Thermodynamik-Buch.

15

3 Überblick Die Energietechnik wandelt natürliche Energievorkommen in für den Menschen nutzbare Formen um. Die in vier Klassen einteilbaren Energieformen lassen sich alle umwandeln, wie Bild 3.1 veranschaulicht.

Bild 3.1: Energieformen und Umwandlungsmöglichkeiten

Zwar führen Energieumwandlungen zu keinen Energieverlusten, jedoch entstehen meist auch unerwünschte, nicht nutzbare Energieformen. Der Umwandlungswirkungsgrad KUm ist definiert zu KUm = Ei/Eges

Gl. 3.1

mit Eges: Gesamter Energieinhalt der in Ei umzuwandelnden Energieform Energieform, in die umgewandelt werden soll Ei: Tabelle 3.1 listet die derzeit maximal erreichbaren Umwandlungswirkungsgrade einiger energetisch interessierender Prozesse. Es sind Anhaltswerte, die je nach angewandter Technik und Investitionsaufwand stark variieren. Der Umwandlungswirkungsgrad ist nur einer von vielen Parametern, nach denen ein technischer Prozess für einen Anwendungsfall ausgewählt wird. So sind Wirtschaftlichkeit, Leistungsgröße, Akzeptanz der Bevölkerung, Ökologie, Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit der umzuwandelnden Energieform Grundlage von Investitionsentscheidungen.

16

3 Überblick

Tabelle 3.1: Derzeit maximal erreichbare Umwandlungswirkungsgrade Ursprüngliche Energieform Chemische Energie Chemische Energie Chemische Energie Chemische Energie

Umgewandelte Energieform Wärme Elektrische Energie Elektrische Energie Elektrische Energie

Technischer Prozess

Verbrennung Batterie Brennstoffzelle Kombi-Kraftwerk (Gas/Dampfturbinen) Chemische Energie Elektrische Energie Dampfkraftwerk Kernenergie Elektrische Energie Kernkraftwerke Chemische Energie Elektrische Energie GasturbinenKraftwerk Elektrische Energie Wärme Widerstand Elektrische Energie Mechanische Energie Elektromotor Mechanische Energie Elektrische Energie Generator

Direkt Direkt Direkt Indirekt

Max. Umwandlungswirkungsgrad 97 % 50 % 60 % 60 %

Indirekt Indirekt Indirekt

44 % 35 % 38 %

Direkt Direkt Direkt

100 % 98 % 98 %

Weg der Umwandlung

Ein hoher Umwandlungsgrad ist nicht gleichbedeutend mit hoher Wirtschaftlichkeit. Brennstoffzellen und Kombinationskraftwerke, die bei der Umwandlung von chemischer in elektrische Energie den höchsten Wirkungsgrad aufweisen, benötigen Erdgas, das deutlich teurer als der Festbrennstoff Kohle ist. Generell sind Energieformen mit hohem Exergieinhalt, d.h. mechanische und elektrische Energien, auch mit hohem Wirkungsgrad in andere Energieformen umwandelbar. Die Umwandlungswirkungsgrade nach Gl. 3.1 können natürlich 100 % nicht übersteigen. Bei der Anwendung der Brennwerttechnik, wo die Kondensatwärme des Rauchgases teilweise genutzt wird, sprechen manche industrielle Anbieter von Wirkungsgraden über 100 %. Dies rührt von dem benutzten Bezugswert „Heizwert“ (früher: Unterer Heizwert) Hu her, der den Energiegehalt des Brennstoffes ohne Berücksichtigung der im Rauchgas enthaltenen latenten Wasserdampfwärme angibt. Korrekte Bezugsgröße wäre der „Brennwert“ (früher: Oberer Heizwert) Ho, was den Wirkungsgrad wieder auf Werte unter 100 % senkt. In diesem Kapitel werden die wichtigsten energietechnischen Konzepte zusammengefasst dargestellt.

3.1 Nutz- und Prozesswärme Die erste anthropogene Energieumwandlung bestand in der Verbrennung von Biomasse wie Holz zur Nahrungszubereitung und zur Temperaturerhöhung des menschlichen Wohnraums. Ersteres wird heute als Prozesswärme und letzteres als Nutzwärme bezeichnet. Die Nutzwärme umfasst zusätzlich die Brauchwassererwärmung. Thermische Energie, gemeinhin als Wärme bezeichnet, wird zweckmäßigerweise direkt aus der exothermen Reaktion der Verbrennung gewonnen. Als Wärmeträger dienen Luft (Raumheizung), Wasser (Brauch- und Heizwasser) und Wasserdampf (für verfahrenstechnische Zwecke). Die Verbrennungs- und Wärmeübertragungsprozesse werden in dieser Schrift nicht separat behandelt, sondern in späteren Kapiteln lediglich als Bestandteil von anderen energietechnischen Anlagen.

3.2 Erzeugung elektrischer Energie

17

3.2 Erzeugung elektrischer Energie In den letzten Jahren des 19. Jahrhundert entstanden Wasserkraftwerke zur lokalen Stromversorgung. 1891 fand die erste Drehstromübertragung über die große Entfernung von 175 km vom Wasserkraftwerk Lauffen/Neckar nach Frankfurt/Main anlässlich der Frankfurter Elektrizitätsausstellung statt (zusammenfassende Darstellung in [3.1]). Nach diesem Meilenstein der Stromübertragung entstanden weltweit größere Kraftwerke und das Stromnetz. Anfangs dominierten Wasserkraftwerke. In Deutschland ergab sich erst in den zwanziger Jahren unseres Jahrhunderts die Notwendigkeit, zur Abdeckung von Stromspitzen thermische Kraftwerke, zuerst Dampfkraftwerke, zu bauen. Innerhalb des letzten Jahrhunderts ist in Industriestaaten die zuverlässige Versorgung mit dieser Energieform zur Selbstverständlichkeit geworden. Die Umwandlung von Primärenergieformen in elektrische Energie und deren Verteilung erfordert komplexe technische Anlagen, weshalb dies den Schwerpunkt dieses Buches bildet. Heute dominieren weltweit die thermischen Kraftwerke, wobei bevorzugt Kohle, Erdgas und Kernkraft als Wärmequelle dienen. Bild 3.2 veranschaulicht die Anteile der verschiedenen Kraftwerkstypen, aufgeteilt nach den genutzten Primärenergien Stein- und Braunkohle, Kernenergie, Wasserkraft und sonstige regenerative Energieanteile wie Windkraft, Biomasse, Geothermie, Müllverwertung1 und Solarenergie. Die Wasserkraft trägt in Deutschland zur Stromversorgung mit etwa 4 % bei, weltweit mit nahezu 10 %. Sie ist heute noch mit Abstand die bedeutendste erneuerbare (regenerative) Energiequelle. Die weiteren erneuerbaren Energiequellen tragen derzeit in Deutschland und global nur zu einem verschwindenden Teil zur Stromversorgung bei. In einzelnen Ländern mit besonders günstigen Gegebenheiten für Geothermie und Wasserkraft, wie beispielsweise in Island, skandinavischen Ländern oder Alpenländern, decken die regenerativen Energiequellen allerdings den Energiebedarf zu einem hohen Anteil. Die Windenergie hat derzeit in Deutschland sehr große Zuwachsraten. Kohlebefeuerte Kraftwerke haben unter den thermischen Kraftwerken in Deutschland den höchsten Anteil, gefolgt von Gasturbinen, die bevorzugt mit Erdgas betrieben werden. Gasturbinen gewinnen als Hauptkomponente in Kombikraftwerken, wo mit den heißen Abgasen der Gasturbine ein Dampfkraftwerk beheizt wird, zunehmend an Bedeutung.

2,1 %

16,1 % 39,8 %

39,8 %: 19,6 %: 16,1 %: 15,7 %: 6,7 %: 2,1 %:

Kohle Gase Wasserkraft Kernkraft Öl Andere

15,7 %

19,6 % 6,7 %

1

Bild 3.2: Weltweite Stromversorgung durch die verschiedenen Primärenergieträger [3.2] Stand 2004

Der Müll kann teilweise auch als fossile Energie bezeichnet werden, da dessen Energieinhalt zu einem großen Anteil aus Kunststoffen besteht.

18

3 Überblick

Die Kombianlagen, auch Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke genannt, erzielen den höchsten thermischen Wirkungsgrad mit derzeit 59 % [3.3] und gelten damit und durch das üblicherweise als Brennstoff eingesetzte Erdgas als besonders umweltfreundlich. Obwohl schon seit über einem Jahrzehnt in Deutschland keine Kernkraftwerke mehr gebaut wurden, sondern nur stillgelegt wurden, liefern sie mit etwa 30 % weiterhin einen hohen Anteil zur deutschen Stromversorgung. Da die direkte Speicherung der elektrischen Energie in Batterien für die großtechnische Anwendung schon allein aus Kostengründen illusorisch ist, muss diese Energieform zeitsynchron zum Verbrauch bereitgestellt werden. Dem Verbraucher wird die elektrische Energie als Wechselstrom (in Deutschland 50 Hz und 230 V für den Endverbraucher) zur Verfügung gestellt. Wird mehr elektrische Energie dem Stromnetz entnommen, so sinkt die Frequenz des Wechselstroms im gesamten Netz geringfügig, da alle Verbraucher und Erzeuger an dieser starren „elektrischen Welle“ angeschlossen sind. Die elektrische Welle verhält sich bei hohem Strombedarf wie ein Motor, dem zuviel Last abverlangt wird – die Drehzahl verringert sich. Größere Schwankungen im Netz sind für die Verbraucher nicht akzeptabel, da manche stromversorgte Anlagen für ihre Funktion eine konstante Drehzahl benötigen. Die Stromversorger müssen in ihrem Netz für eine konstante Frequenz mit geringen Abweichungen sorgen. Kraftwerke, die schnell starten können oder in kurzer Zeit hohe Lastwechsel erlauben (Spitzenlast-Kraftwerke), bedingen entweder hohe Investitionen oder sind in ihrem Betrieb teuer. Es ist nicht sinnvoll, die Stromversorgung allein auf diesen Kraftwerken aufzubauen, sondern durch eine wirtschaftliche Kombination von technisch unterschiedlichen Kraftwerken für Grund-, Mittel- und Spitzenlast. Deshalb hat sich eine Vielzahl von Kraftwerkstypen entwickelt. Laufwasser-, Kern- und Braunkohle-Kraftwerke müssen für einen wirtschaftlichen Betrieb lange Betriebszeiten aufweisen. Sie werden deshalb für die Abdeckung der nahezu konstanten Grundlast eingesetzt. Steinkohle-Kraftwerke sind in Deutschland für die Mittellast konzipiert, während schnell anlaufende Gasturbinen und Pumpspeicher-Kraftwerke für die Spitzenlast Verwendung finden. Gas- und Dampfturbinen-Kombinationskraftwerke können für alle Lastfälle eingesetzt werden. Ihr Wirkungsgrad ist so hoch, dass diese Anlagen mit GrundlastKraftwerken konkurrieren können, und sie sind technisch so flexibel, dass sie der Spitzenlast durch den isolierten Betrieb der Gasturbinen folgen können. Bild 3.3 zeigt den Tageslastgang (Belastungsgebirge) eines städtischen Versorgungsgebietes für elektrische Energie [3.4]. Die täglichen und jährlichen Lastgänge unterscheiden sich je nach Struktur der Stromabnehmer, Witterungsbedingungen, großen gesellschaftlichen Ereignissen sowie Werk- und Feiertagen.

100

Elektrische Leistung %

a

b

Bild 3.3: Belastungsgebirge eines deutschen Wohngebietes für elektrische Energie a: Arbeitstag b: Wochenende

0 0

12

24

3.4 Kombinations-Kraftwerke

19

3.3 Kraft-Wärme-Kopplung Thermische Kraftwerke können elektrische und thermische Energie liefern. Bei einfachen Gasturbinen und anderen Motoren mit innerer Verbrennung ist die Wärmeauskopplung praktisch ohne Einschränkung der Stromerzeugung möglich, da nur deren heißer Abgasstrom genutzt wird. Bei Dampfkraftwerken wird den Turbinen ein Teil des Dampfstromes in geeigneten Stufen mit gewünschtem Dampfzustand abgezogen. Der entnommene Dampfstrom wird dann in einem Wärmeübertrager enthitzt und kondensiert, wobei er seinen Wärmeinhalt über das Wärmeträgermedium an den Wärmeverbraucher abgibt. Deshalb ist bei Dampfkraftwerken die Stromabgabe etwas gemindert, da der für die Wärmeauskopplung abgezogene Dampfstrom keine Arbeit mehr an die Turbinenwelle abgeben kann bzw. es muss zum Ausgleich mehr Wärme zugeführt werden. Auch in diesem Fall ist die Kraft-Wärme-Kopplung energetisch sinnvoll, da durch die Nutzung   der Kondensatwärme des Wasserdampfes der Brennstoffnutzungsgrad2 ηBst = (Q Nutz + Pel ) / Q zu  höher ist als der auf die elektrische Leistung bezogene Wirkungsgrad ηel = Pel / Q zu . Der Brennstoffnutzungsgrad KBst ist nicht zu verwechseln mit dem thermischen Wirkungsgrad, der die Güte eines thermodynamischen Kreisprozesses zur Umwandlung von Wärme in rein me chanische Arbeit beschreibt und als ηth = PProz / Q zu definiert ist, mit PProz als der Leistung des thermodynamischen Kreisprozesses (Gl. 2.11). Die Kraft-Wärme-Kopplung ist ausbaufähig. Bei Kraftwerken zur Elektrizitäts-Versorgung dominieren in Deutschland Großkraftwerke mit 500 MWel und mehr Leistung, die meist entfernt von Wohngebieten und wärmeabnehmenden Industrien erstellt sind. Das große Potenzial der Wärmelieferung aus diesen Großkraftwerken kann deshalb noch nicht voll genutzt werden. Wärmelieferungen über hohe Entfernungen (Fernwärme) bedingen hohe Investitions- und Betriebskosten. Deshalb werden von vielen Kommunen kleinere, dezentrale Blockheizkraftwerke BHKW mit Gasmotoren oder kleinen Gasturbinen in unmittelbarer Nähe von Wohnsiedlungen und anderen Wärmeabnehmern gefördert. Der Betrieb der BHKW wird i.A. am lokalen Wärmebedarf ausgerichtet, d.h. sie werden wärmegeführt gefahren. Die erzeugte elektrische Energie wird in das öffentliche Stromnetz eingespeist. Die Netzregelung muss von anderen Kraftwerken übernommen werden. Für die Wirtschaftlichkeit von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ist der Wärmelastgang entscheidend. Generell wird im Sommer der Wärmebedarf geringer sein, so dass die Betriebszeiten der BHKW für Wirtschaftlichkeit zu gering sein können. Eine sorgfältige Dimensionierung der BHKW ist unumgänglich. In chemischen und verfahrenstechnischen Unternehmen, bei denen gleichzeitig Bedarf für Wärme und elektrischen Strom besteht, wird die Kraft-Wärme-Kopplung schon lange genutzt. Bei industriellen Prozessen ist der zeitliche Verlauf des Wärmebedarfs vorhersehbar und die Wirtschaftlichkeit besser kalkulierbar. Für manche Anwendungen sind Kraft-Wärme-KälteVerbundanlagen realisiert, die Absorptionskälteanlagen einsetzen.

3.4 Kombinations-Kraftwerke Die Kombination von Gasturbinen mit Dampfkraftwerken, auch GuD-Kraftwerke genannt [3.5], haben bei thermischen Kraftwerken zu einem Wirkungsgradsprung geführt. Die heißen 2

  Q Nutz ist die genutzte Wärmeleistung, Pel die elektrische Leistung, Q zu der zuzuführende Wärmestrom

20

3 Überblick

Gasturbinenabgase dienen als Wärmequelle für den Dampfkraftwerksprozess. Neuere Kombianlagen sind so ausgelegt, dass auf eine Zusatzfeuerung des Dampfkraftwerkes verzichtet wird. Derartige Kombikraftwerke erreichen thermische Wirkungsgrade bis über 58 % [3.3] bei der reinen Stromerzeugung. Da die Gasturbinen dieser Kombi-Kraftwerke auch separat betreibbar sind, gewährleisten sie einen flexiblen Betrieb und versprechen für alle Lastfälle (Grund-, Mittel- und Spitzenlast) einen wirtschaftlichen Einsatz. Der STIG-Prozess (steam injected gas turbine) kann als weiteres Kombinationskraftwerk angesehen werden. Das heiße Gasturbinenabgas erzeugt im Abhitzekessel unter Druck stehenden Wasserdampf, der wiederum in die Gasturbinenanlage in deren Turbine eingespeist wird. Es handelt sich um eine prozessintegrierte Abwärmenutzung. Der Prozess ähnelt der Kombination von Gas- und Dampfturbinen, jedoch dient die Turbine der Gasturbinen-Anlage zur simultanen Entspannung beider Fluide. Wirkungsgrade von 50 % erscheinen möglich. Bis jetzt findet dieser Prozess in kleineren Anlagen Verwendung, wobei die kurzzeitige Leistungserhöhung durch den eingespeisten Wasserdampf im Vordergrund steht. Weitere Kombinationen energetischer Prozesse kommen bei der Meerwasserentsalzung oder bei industriellen Prozessen zum Einsatz.

3.5 Erneuerbare (regenerative) und unerschöpfbare Energiequellen Die meisten anthropogen genutzten Energiequellen sind solaren Ursprungs, auch die fossilen Energieträger Kohle, Erdöl und Erdgas. Nicht solar sind die Kernbrennstoffe und die Geothermie. Als erneuerbar gelten alle Energiequellen, die sich mindestens in dem Maße wiederbilden, wie sie verbraucht werden. Wenn das Energiereservoir so groß ist, dass sie in menschlichen Zeitvorstellungen nicht verbraucht werden, gelten sie als unerschöpfbar. So ist die Biomasse regenerativ, solange nicht mehr verbraucht wird, als nachwächst. Zwar bilden sich auch heute fossile Energieträger, doch werden sie von der Menschheit derzeit schneller verbraucht. Sie zählen nicht zu den regenerativen Quellen. Je nach Definition ließe sich unter Umständen noch der Kernbrutprozess zu den unerschöpfbaren Energiequellen zählen, da das Potenzial für mehrere Tausend Jahre nutzbar ist. Bei technischer Realisierung wäre die Kernfusion für die Menschheit ebenso eine unerschöpfbare Energiequelle. Der Anteil der erneuerbaren Energiequellen an der Energieversorgung hat, mit Ausnahme der Wasserkraft, weltweit untergeordnete Bedeutung (Bild 3.2), obwohl sie lokal durchaus von Bedeutung sein kann. Als erneuerbare bzw. regenerative Energiequellen gelten x Solarenergie, Nutzung über Solarkollektoren, Photovoltaikeffekt oder als Wärmequelle für Dampfkraftprozesse x Wasserkraft, mit ihren vielfältigen Nutzungsmöglichkeiten des Laufwassers, über Speicherbecken, der Gezeiten, der Wellen, der Meeresströmungen und der Meerestemperaturgradienten x Windenergie x Geothermie x Biomasse, wobei diese für energetische thermische Prozesse über die Verbrennung, Fermentation, Pyrolyse oder Vergasung den Energieträger liefert [3.8] x Eventuell Müll.

3.5 Erneuerbare (regenerative) und unerschöpfbare Energiequellen

21

Müll lässt sich zu den regenerativen Energiequellen zählen, da er sich in einer Industriegesellschaft immer von neuem bildet. Falls Müllbestandteile zur Einordnung herangezogen wird, ist der Müll wegen des Kunststoffanteils nur teilweise erneuerbar. Die energetische Verwertung geschieht wie mit Biomasse entweder durch Nutzung der Deponiegase oder durch thermische Behandlung. Bei der Energiebereitstellung ist man weit von einer nachhaltigen Wirtschaft entfernt. Die exzessive Nutzung fossiler Energieträger verringert die natürlichen Vorräte bei einem Kohlendioxdausstoß, so dass viele Klimatologen vor einem globalen Treibhauseffekt mit unabsehbaren Folgen warnen. Die Menschheit verbraucht unwiderbringliche Ressourcen. Eine Verbrauchsreduzierung ist global nicht zu sehen, denn Schwellen- und Entwicklungsländer wollen sich weiterentwickeln, was einen höheren Energiebedarf bedingt. Gleichzeitig wird der Anteil der Kernenergie, die die fossilen Energieträger schonen und die CO2-Freisetzung vermindern könnte, in manchen Industriestaaten eher abgebaut. Die breite Nutzung erneuerbarer Energieträger scheitert derzeit an der fehlenden Wirtschaftlichkeit. Zwar sind regenerative Energiequellen oft kostenfrei verfügbar, doch sind die notwendigen Investitionen sehr hoch, was allein durch den Kapitaldienst den Energieabgabepreis zumindest derzeit nicht konkurrenzfähig werden lässt. Tabelle 3.2 listet die aktuellen Investitionskosten pro Leistungseinheit für die einzelnen Kraftwerke. Grund für die fehlende Konkurrenzfähigkeit ist die geringe Energiedichte der regenerativen Energieträger. Tabelle 3.3 stellt die notwendigen Massenströme verschiedener Energieträger für einen thermischen bzw. elektrischen Leistungsstrom von 100 MW gegenüber. Tabelle 3.2: Spezifische Investitionskosten pro Leistungseinheit für die einzelnen Kraftwerke und Energieträger Kraftwerkstyp

3

Leistung

Primärenergie

Bemerkung

1000 MWel

Steinkohle

Kohlekraftwerk

1000 MWel

Braunkohle

1.250 €/kWel

Gasturbine

300 MWel

Erdgas

400 €/kWel

Kombi-Kraftwerk

400 MWel3 1500 MWel4

Erdgas

500 €/kWel

Windturbine

3 MWel,p5

Windenergie

1.000 €/kWel,p

Vergaser

(30 MWel)6

Holz

Geothermisches Kraftwerk

(100 MWel)

Geothermie

Solarkraftwerk

(1 MWel,p)6

Solarkraftwerk

(25 MWel,p)

Kernkraftwerk

1500 MWel

1.250 €/kWel

Hot-Dry-Rock Photovoltaik

6

7.500 €/kWel,p

Solartower Kernbrennstoff

Leichtwasserreaktor

Blockleistung Mehrere Gasturbinen parallel geschaltet 5 Maximale Leistung (Peakleistung) 6 Werte in Klammern: Noch in Entwicklung, nur Anhaltswerte 7 Für Länder, wo die Kernkraft nicht politisch/gesellschaftlich behindert ist. 4

Investitionskosten

Kohlekraftwerk

2.500 €/kWel7

22

3 Überblick

Tabelle 3.3: Massenströme für eine elektrische Leistung von 100 MWel und spezifischer Flächenbedarf verschiedener Energieträger Kraftwerkstyp

Primärenergie

Massenstrom

Flächenbedarf [3.6, 3.7], Mittel

Bemerkung

Kernkraftwerk

Kernspaltung

4 · 10-6 kg/s

870 m2/GWel

Leichtwasserreaktor

Kohlekraftwerk

Steinkohle

8 kg/s

2400 m2/GWel

Dampfkraftwerk

Kohlekraftwerk

Braunkohle

31 kg/s

2400 m2/GWel

Dampfkraftwerk

2

Gasturbine

Erdgas

10 kg/s

< 1500 m /GWel

Kombi-Kraftwerk

Erdgas

6 kg/s

1500 m2/GWel

LaufwasserKraftwerk

Wasser, potenziel- 106 kg/s bei le Energie ǻz = 10 m

abhängig vom Gefälle

PumpspeicherKraftwerk

Wasser, potenziel20 · 103 kg/s le Energie

3.000.000 m2/GWel

Windturbine

Windenergie

27 · 106 kg/s

1.700.000 m2/GWel

Vergaser

Holz

38 kg/s

(2.000.000 m2/MWth mit Anbaufläche)

Wärmeerzeugung

Solarkraftwerk

Solarenergie

10.000.000 m2/GWel

Photovoltaik

Solarkraftwerk

Solarenergie

2

30.000.000 m /GWel

Gas- und Dampfturbinen

abhängig vom Gefälle

Solartower

Ergänzende Informationen zu diesem Kapitel und diesem Buch sind in [3.9, 3.10, 3.11] zu finden.

Literatur zu Kapitel 3 [3.1] Peter Kesselring, Bedeutung der Wasserkraft im Energieverbund, in: Entwicklungstendenzen in der Energieversorgung, Ed.: R. Zahoransky, Informationsschrift der VDIGET, ISBN 3-931384-17-9, 1998 [3.2] International Energy Agency: Key World Energy Statistics 2006, 2006 (www.iea.org/dbtw-wpd/textbase/nppdf/ free/2006/key2006.pdf) [3.3] Viktor Scherer, Neues Gas- und Dampfturbinenkraftwerk in Karlsruhe, in: Entwicklungstendenzen in der Energieversorgung, Ed.: R. Zahoransky, Informationsschrift der VDI-GET, ISBN 3-931384-17-9, 1998 [3.4] R. Finsterwalder, Kraft-Wärme-Kopplung im kommunalen Einsatz, in: Entwicklungstendenzen in der Energieversorgung, Ed.: R. Zahoransky, Informationsschrift der VDIGET, ISBN 3-931384-17-9, 1998 [3.5] GuD“ ist ein geschützter Begriff der Siemens AG, Geschäftsbereich Energieerzeugung KWU [3.6] W. Jensch, IFE-München, aus Siemens-KWU Grafik UB KWU/9 362, Rtr./Le./ 18.01.89 [3.7] F. Cap, Österreichische Zeitschrift für Elektrizitätswirtschaft, Jahrg. 45, Heft 12, 1992 [3.8] F. Czink, J. Hitz, Energetische Verwertung angebauter und anfallender Biomasse, in: Entwicklungstendenzen in der Energieversorgung, Ed.: R. Zahoransky, Informationsschrift der VDI-GET, ISBN 3-931384-17-9, 1998 [3.9] K. Kugeler, P.-W. Phlippen, Energietechnik, 3. Auflage, Springer Verlag, 2006 [3.10] K. Strauß, Kraftwerkstechnik, 5. Auflage, Springer Verlag, 2006 [3.11] E. Rebhan (Hrsg.), Energiehandbuch, Springer Verlag, 2002

23

4 Konventionelle Dampfkraftwerke Das Dampfkraftwerk beruht als thermisches Kraftwerk auf einem thermodynamischen Kreisprozess, der Wärme in technische Arbeit umwandelt. Die Arbeit wird mittels Elektrogenerator als elektrische Energie abgegeben. Gegen Ende des 19. Jahrhunderts erreichte die elektrische Energie den Verbraucher, wobei zunächst die Wasserkraft genutzt wurde. Mit der Kolbendampfmaschine beginnt im 18. Jahrhundert die Nutzung thermischer Prozesse. Anfang des 20. Jahrhunderts setzten sich Dampfturbinen durch. Zwischen 1965 und 1985 erfolgten in Deutschland vor allem Investitionen in Kernkraftwerke. Der heutige Zubau konzentriert sich auf Kombikraftwerke von Gasturbinen und Dampfkraftwerken. Mit thermischen Kraftwerken lässt sich nicht nur elektrische Energie erzeugen, sondern auch die Kraft-Wärme-Kopplung realisieren. Bei der Erzeugung elektrischer Energie dominieren weltweit die Dampfkraftwerke. Dieses Kapitel behandelt die fossilen Energieträger als wirtschaftlich bedeutendste und verbreitetste Wärmequelle für Dampfkraftwerke. Die anderen Wärmequellen wie Kernspaltung, Müll, Biomasse und Solarenergie sind separaten Kapiteln vorbehalten. Bild 4.1 gibt die historische Entwicklung der Leistungsgröße und des Frischdampfzustandes (Druck und Temperatur am Dampferzeugeraustritt) und Bild 4.2 des thermischen Wirkungsgrades wieder. In den letzten Jahren konnten allerdings neue, ferristische Stähle entwickelt werden, die Frischdampfzustände bis zu 620 °C und 280 bar erlauben. 300 Temperatur

550

bar Druck

500

150

450 400 350 300 1900

1925

1950

Jahr

2000

Frischdampfdruck

Frischdampftemperatur

°C

Bild 4.1: Entwicklung des Frischdampfzustandes von Dampfkraftwerken

Bild 4.2: Entwicklung des thermischen Wirkungsgrades von Dampfund Kombikraftwerken

24

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

4.1 Thermodynamische Grundlagen 4.1.1 Clausius-Rankine-Vergleichsprozess Einfachsten Dampfkraftwerken liegt der Clausius-Rankine-Vergleichsprozess zu Grunde. Bild 4.3 veranschaulicht das Anlagenschema und Bild 4.4 den Zustandsverlauf im T,s-Diagramm. Dampferzeuger

Turbosatz 3

4

2 Kondensator

Speisepumpe

Bild 4.3: Wärmeschaltplan des einfachsten Dampfkraftwerks

1

Basis der thermodynamischen Analyse ist der 1. Hauptsatz der Thermodynamik für stationär durchströmte Systeme: q + wt = ǻh + ½ ǻc2 + gǻz

Gl. 4.1

Diese Beziehung vereinfacht sich für die einzelnen Zustandsänderungen. So kann bei der durch Pumpe oder Turbine hervorgerufenen Zustandsänderungen der spezifische Wärmeanteil q vernachlässigt werden, da die über die Systemgrenze zu- oder abgeführte Wärme unbedeutend ist (allenfalls bei der Turbine ergibt sich durch Wärmeübergang an die Umgebung ein geringer Wärmefluss). Gegenüber der Enthalpiedifferenz sind die Änderungen der kinetischen und potenziellen Energie vernachlässigbar. Phasengrenze

T 3*

1/2

3

4

s

Bild 4.4: Zustandsverlauf des einfachsten Clausius-RankineProzesses (Sattdampf-Prozess)

Die Zustandsänderungen des idealisierten Prozesses sind: 1o2: Isentrope Druckerhöhung des flüssigen, inkompressiblen Wassers durch die Speisewasserpumpe Gl. 4.2 wPumpe = ǻh12 = h2 – h1 = œvdp = ǻp12/ȡ Damit ergibt sich auch die Enthalpie h2: h2 = h1 + ǻp12/ȡ 2o3*: Isobare Vorwärmung des flüssigen Wassers auf Sättigungstemperatur qzu* = h3* – h2 § cp (T3* – T2) cp = spezifische Wärme von flüssigem Wasser

Gl. 4.3

4.1 Thermodynamische Grundlagen

25

3*o3: Isobare Verdampfung Gl. 4.4 qzu = h3 – h3* = r r = Verdampfungsenthalpie, z.B. aus Dampftafel oder dem h,s-Diagramm für Wasser 3o4: Isentrope Entspannung des Dampfes in Turbine wTurb = 'h34 aus dem h-s-Diagramm abzulesen.

Gl. 4.5

4o1: Isobare Rückkühlung, Verflüssigung des Dampfes qab = h4 – h1 aus dem h-s-Diagramm abzulesen.

Gl. 4.6

Der Entspannungsendpunkt „4“ wird in das Zweiphasengebiet gelegt, um die Wärmeabfuhr auf tiefstes Temperaturniveau zu legen. Damit liegt eine ideale isotherme Wärmeabfuhr vor. Technisch ist in etwa ein minimaler Dampfgehalt von ca. x > 88 % vertretbar, ohne dass die Turbinenbeschaufelung im Dauerbetrieb Schaden nimmt. Der thermische Wirkungsgrad ergibt sich zu: Kth = 6~wi~/qzu = (wTurb+wPumpe)/qzu = (~wTurb~–~wPumpe~)/qzu

Gl. 4.7

Der Sattdampfprozess war in der Anfangszeit bei Kolbenmaschinen dominant, bevor Turbinen zum Einsatz kamen. Heute wird der Sattdampfprozess noch in Kernkraftwerken angewandt (Kapitel 5). Der thermodynamische Kreisprozess von modernen, mit fossilen Energieträgern befeuerten Dampfkraftwerken weist demgegenüber viele Verbesserungen auf.

4.1.2 Überhitzung des Frischdampfes Zwar hat der Sattdampfprozess Ähnlichkeit mit dem anzustrebenden Carnot-Prozess, doch wird die Wärme einmal bei tiefer Temperatur dem kalten Wasser zugeführt und das obere Temperaturniveau ist niedrig, was geringe thermische Wirkungsgrade ergibt. Eine isobare Überhitzung (Bild 4.5) des Dampfes führt zur Erhöhung des mittleren oberen Temperaturniveaus, bei dem die Wärme zugeführt wird, und zu einem höheren thermischen Wirkungsgrad. Zusätzlich steigt die spezifische Turbinenarbeit, was bei gegebenem Dampfmassenstrom eine höhere Kraftwerksleistung bedeutet. Die Überhitzung findet im Dampferzeuger statt. Der Entspannungsendzustand liegt bevorzugt im Nassdampfgebiet bei maximal 10 % Feuchte. Damit sind Frischdampftemperatur und -druck gekoppelt und nur in engen Grenzen variierbar. Generell steigt der thermische Wirkungsgrad mit höherer Temperatur, bei der die Wärme zugeführt wird. Um den Entspannungsendzustand 4 im Nassdampfgebiet zu halten, muss eine Erhöhung der Frischdampftemperatur (Zustand 3 in Bild 4.5) mit einer Erhöhung des Frischdampfdruckes einhergehen. T

3

1/2

4 s

Bild 4.5: Clausius-Rankine-Prozess mit Überhitzung

26

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Seit Jahrzehnten stagniert bei Dampfkraftwerken die Frischdampftemperatur bei 540 °C (813 K) und heute bei 600 °C (873 K). Eine höhere Temperatur würde den Einsatz von austenitischen Stählen (Edelstähle) im Überhitzerteil des Dampferzeugers bedingen. Dies führt bei den kilometerlangen Rohren, der schwierigeren Herstellung und Bearbeitung zu deutlich höheren Investitionskosten. Hinzu kommen fehlende Langzeiterfahrungen bei thermischen und mechanischen Wechselbeanspruchungen mit Edelstählen und deren schlechtere Wärmeleitung. Die gute Erfahrung mit zwar hochlegierten, aber immer noch ferritischen Stählen hält bei den kostspieligen Dampferzeugern von einem Wechsel zu austenitischen Stählen ab. Die thermodynamische Analyse ist analog der des Sattdampfprozesses, mit zusätzlicher Wärmezufuhr an den überhitzten Dampf.

4.1.3 Zwischenüberhitzung Die Zwischenüberhitzung lässt die mittlere obere Temperatur und die Turbinenleistung steigern. Hierzu wird der überhitzte Dampf in der Hochdruck-Turbine HDT auf einen Zwischendruck 4 entspannt, danach in den Dampferzeuger zur Zwischenüberhitzung energetisch auf Zustand 5 erhöht, und der Niederdruck-Turbine NDT zugeführt. Bild 4.6 stellt die Schaltung der Zwischenüberhitzung dar und Bild 4.7 das zugehörige T,s-Diagramm. Phasengrenze

5

3

T

4

1/2

6 s

Bild 4.6: Wärmeschaltplan mit Zwischenüberhitzung

Bild 4.7: h,s-Diagramm des Prozesses mit Zwischenüberhitzung

Die Zwischenüberhitzung ZÜ kann mehrfach angewandt werden. Um den Turbinenabdampf im Nassdampfgebiet zu halten, (günstige Wärmeabfuhr), ist der Frischdampfdruck bei mehrfacher ZÜ entsprechend zu erhöhen. Die Investitionskosten einer ZÜ sind hoch. Das wirtschaftliche Optimum hat sich bis jetzt bei einer ZÜ gehalten.

4.1.4 Regenerative Speisewasser-Vorwärmung Die Wärmezufuhr an das kalte Wasser nach der Speisewasserpumpe ist thermodynamisch ungünstig. Die Temperaturanhebung ist durch eine prozessinterne Wärmeverschiebung möglich. Ein Dampfteilstrom wird der Turbine bei geringem Druck, also geringer Exergie, entnommen (Turbinenanzapfung), um nach der Pumpe das kalte Wasser in einem Wärmeübertrager vorzuwärmen. Der Anzapfdampf kondensiert im Speisewasservorwärmer und gibt seine fühlbare und latente Wärme ab.

4.1 Thermodynamische Grundlagen

27

Bild 4.8: Schaltplan mit dreifacher regenerativer Vorwärmung a,b,c: Anzapfstellen

Bild 4.8 ist das Anlagenschema, bei dem an drei verschiedenen Stellen eine Vorwärmung gemacht wird. Niederdruckdampf der Leitung c wärmt das kalte Speisewasser in einem Oberflächen-Wärmeübertrager vor, Mitteldruckdampf b wird in den Mischvorwärmer eingeleitet und Dampf höheren Druckes a wärmt das Speisewasser in der Hochdruckleitung. Der Dampf kondensiert in den Oberflächen-Wärmeübertrager. Das Kondensat wird je nach Druck in den Kondensator oder den Mischvorwärmer geleitet oder mittels Pumpe in den Hochdruckstrang eingespeist. Es ist problematisch, mit der massenspezifischen Entropie Teilmengen in Zustandsdiagrammen abzubilden. Gleichwohl kann die Wärme qAnz des Teilstroms im T,s-Diagramm formal massenstromgewichtet dargestellt werden (Bild 4.9):  Anz / m  Ges ) Tds, q Anz = (m

Gl. 4.9

Bild 4.9: Darstellung der übertragenen Wärme a: Anzapfstellen

Diese Darstellung gibt jedoch den thermodynamischen Zustand der beteiligten Stoffströme nicht wieder. Der Restdampf durch die Turbine folgt nach wie vor der ursprünglichen Isentropen (im idealen Vergleichsprozess; in Realität: polytrope Zustandsänderung). Die der Turbine entnommenen Teilströme werden im Vorwärmer vollständig kondensiert und gegebenenfalls unterkühlt. Somit ist der Endzustand des Anzapfdampfes kondensiertes Wasser. Die regenerative Vorwärmung erniedrigt die Turbinenarbeit, jedoch überwiegt bei korrekter Auslegung die Wirkungsgraderhöhung. Es empfiehlt sich die exergetisch günstige, gestufte Vorwärmung: Dampf geringer Temperatur wird zur Erwärmung des kalten Speisewassers benutzt und Dampf höherer Temperatur, an anderen Stelle der Turbine entnommen, für die weitere Erwärmung. Neuere Dampfkraftwerke haben mehr als zehn separate Vorwärmstrecken, die als Oberflächen-Wärmeübertrager ausgeführt sind. Das Speisewasser strömt rohrinnenseitig. Zusätzlich ist ein Mischvorwärmer zwischengeschaltet, der mehrere Aufgaben hat. Um unerwünschtes Sieden im Mischvorwärmer zu vermeiden, muss der Druck des Speisewassers über dem Sättigungsdruck liegen. Deshalb fördert die Umwälzpumpe das Wasser aus dem Kondensator auf

28

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

einen Druck von etwa 10 bar, bei dem die Niederdruck-Vorwärmstrecken angeordnet sind. Danach folgt der Mischvorwärmer, bevor die Speisewasserpumpe den Druck erhöht. Die Hochdruck-Vorwärmer sind vor Eintritt in den Dampferzeuger angebracht. Bild 4.10 zeigt die Verbesserung des thermischen Wirkungsgrades in Anhängigkeit der Anzahl der Vorwärmstrecken. Bei dem gewählten thermodynamischen Beispiel ergeben mehr als zehn Vorwärmstrecken nur noch geringe Wirkungsgradsteigerungen. Das Maximum der Wirkungsgraderhöhung ist bei unendlicher Anzahl n von Vorwärmstufen bei der Sättigungstemperatur erreicht.

Bild 4.10: Wirkungsgraderhöhung durch Vorwärmung, qualitativ n: Anzahl der Vorwärmstufen

4.1.5 Wärmeauskopplung Dampfkraftwerke können auch Nutzwärme auskoppeln. Der „thermische” Wirkungsgrad wird nicht verbessert (Kapitel 3), doch wird der Brennstoff besser genutzt. Die Kraft-WärmeKopplung ist in Kapitel 10 abgehandelt.

4.1.6 Regelung von Dampfkraftwerken Im Vordergrund stehen die Regelung1 der Turbinen- und der Heizleistung. Wird eine geänderte Turbinenleistung gefordert, ist die Heizleistung entsprechend zu variieren. Die Heizleistung wird über den Brennstoffmassenstrom verändert. Hierzu werden einzelne Brenner im Dampferzeuger abgeschaltet oder, was Kohlebrenner nur bedingt erlauben, deren Feuerleistung gesteuert. Dadurch ändert sich die Frischdampftemperatur. Zur Steuerung von Dampfkraftwerksturbinen eignen sich x Drosselregelung x Massenstromregelung x Gleitdruckregelung Die erstgenannten Steuerungsarten geschehen durch Eingriffe in der Dampfleitung vor dem bzw. am Turbineneintritt und die letztere durch Änderung des Frischdampfdruckes. Bei der Drosselregelung wird der Frischdampfdruck auf einen niedrigeren Wert gedrosselt, der gleichzeitig den Massenstrom verringert. Für die Massenstromregelung wird der Dampfstrom vor der Hochdruckturbine um deren Beschaufelung segmentweise aufgeteilt, wobei der Strömungsquerschnitt jedes Segments individuell einstell- oder abstellbar ist. Die Turbine (2CRegelrad [4.1]) wird an ihrem Umfang nur noch teilbeaufschlagt. Beide dieser Regelungen gehen mit größeren Verlusten einher, weshalb sie in Großkraftwerken vermieden werden. 1

Es wird von Turbinenregelung gesprochen, obwohl es sich um eine Steuerung handelt.

4.2 Aufbau von Dampfkraftwerken DKW

29

Wegen ihrer geringen Verluste im Teillast hat sich die Gleitdruckregelung durchgesetzt. Über die Drehzahl der Speisewasserpumpe wird der Frischdampfdruck und der Massenstrom geändert. Durch Variation der Wärmezufuhr kann die gewünschte Frischdampftemperatur gefahren werden. Der Volumenstrom, der für die Geschwindigkeitsverhältnisse und die Strömungsverluste in der Turbine verantwortlich ist, bleibt hierbei näherungsweise konstant im günstigen Auslegungsfall der Turbine. Somit ist selbst in Teillast ein günstiger Wirkungsgrad erreichbar. Bei der Gleitdruckregelung erniedrigt sich die Enthalpiedifferenz in der Turbine in Teillast relativ wenig, entscheidender ist die Massenstromreduzierung.

4.2 Aufbau von Dampfkraftwerken DKW Ein Dampfkraftwerk umfasst mehrere verfahrenstechnische Prozessschritte: Brennstoffaufbereitung, Wasserentsalzung, Verbrennung, Wärmeübertragung, Vorwärmung, Verdampfung, Überhitzung, Entspannung, Kondensation, Druckerhöhung, Rauchgasreinigung, etc. Entsprechend gibt es viele apparative Komponenten. Die Energieumwandlungen sind in Bild 4.11 schematisiert.

Bild 4.11: Energieumwandlungen in einem Dampfkraftwerk

Im Dampferzeuger geht die chemisch gebundene Energie des Brennstoffs durch Verbrennung in innere Energie der Rauchgase über und durch Wärmeübertragung in das Arbeitsfluid. Das Arbeitsfluid wandelt seine innere Energie in der Turbine teilweise in kinetische, d.h. mechanische Arbeit der drehenden Welle um. Die Energie des kalten Abdampfes wird im Kondensator über das Kühlmedium an die Umgebung abgegeben. Die mechanische Arbeit wird im Generator in elektrische Energie gewandelt und zum Verbraucher geleitet. Ein DKW wird charakterisiert durch: x x x x

Elektrische Leistung Pel Thermodynamische Prozessgrößen: pFD, TFD, (Kth) Prozessführung Brennstoffe

Seit Jahrzehnten ist die thermodynamische Prozessführung eines DKW unverändert, da ferritische Stähle für den Dampferzeuger bevorzugt sind. Damit hat die thermodynamische Auslegung enge Grenzen (Tabelle 4.1). Wegen des apparativen und personellen Aufwands lohnen sich nur große Blöcke, die i.a. kohlebefeuert sind. Bild 4.12 ist der Wärmeschaltplan eines modernen Steinkohlekraftwerkes mit 750 MWel [4.2].

30

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Tabelle 4.1: Typische Daten moderner Dampfkraftwerke zur Erzeugung elektrischer Energie Elektrische Leistung

500 MW < Pel < 1000 MW

Brennstoff

Stein- oder Braunkohle (Erdöl, Erdgas, Biomasse, Kernenergie)

Arbeitsfluid

Wasser: flüssig und dampfförmig

Frischdampfzustand

540 °C < TFD < 600 °C; 180 bar < pFD < 280 bar

Kondensatorzustand

Temperatur 10 °C < TK < 60 °C mit entspr. Sättigungsdruck von 0,01 bar < pK < 0,2 bar

Zwischenüberhitzung

Einfach, bei ca. 40 bar auf TFD

Regenerative Speisewasservorwärmung

Mehrfach, auf ca. 250 °C, bis 14 Stufen von Niederdruck-, Misch- und Hochdruck-Vorwärmern

Mischvorwärmer (Speisewasserbehälter)

Bei ca. 10 bar Vorwärmer, Entgaser und Pufferbehälter

Dampferzeugertyp

In Deutschland praktisch nur Zwangdurchlauf

Turbinensatz

Hochdruckturbine, ein- oder doppelflutige Mitteldruckturbine, 2 bis 3 doppelflutige Niederdruckturbinen. Drehzahl 50 Hz2

Pumpen

Umwälzpumpen, mehrstufige Speisewasserpumpe

Generator

Synchrongenerator, zweipolig; Drehzahl 50 Hz

Wärmesenke

Flusswasser, Nass- oder Hybridkühlturm

Rauchgasreinigung

Denitrierung DeNOx nach dem SCR-Verfahren, Entstaubung mit Elektrofilter, Entschwefelung nach dem RC-Verfahren

Optionale Ausstattung

Fernwärme- und Prozessdampfauskopplung

In diesem Wärmeschaltplan ist auch die Hilfsturbine für die Speisewasserpumpe ersichtlich, nicht jedoch die Sicherheitseinrichtungen. Das Schnellschlussventil in der Frischdampfzufuhr der Dampfturbine muss zufahren, wenn die Turbinenleistung nicht mehr abgenommen wird (Stromabnahme fällt aus, wenn Generator vom Netz getrennt wird), um eine Überdrehzahl zu vermeiden. Dann bläst der Dampfstrom unter Umgehung der Turbine entweder über Dach ab oder über Drosselorgane direkt in den Kondensator. Der heiße Dampferzeuger ist trotz Unterbrechung der Brennstoffzufuhr noch einige Zeit durch Speisewasserzufuhr zu kühlen, da sich sonst die Rohre überhitzen könnten. Abweichend hiervon gibt es neben den Kernkraftwerken Dampfkraftwerke mit anderer thermodynamischer Prozessführung, die Sonderzwecken dienen: x Kombinationskraftwerk (Gas- und Dampfturbinen) x Organic-Rankine-Cycle (ORC) Kraftwerk (Nutzung von geothermischen oder anderen Niedertemperatur-Quellen) x Mit Biostoffen wie Stroh, Holz oder Torf befeuert x Industrie-Kraftwerke, zusätzlich zur Dampf- und Wärmeversorgung verfahrenstechnischer Prozesse x Heizkraftwerke, auf Wärmeleistung ausgelegt x Müllkraftwerke 2

In Ländern mit einem Stromnetz von 60 Hz drehen Turbine und Generator entsprechend mit 3600 U/min = 60 Hz

4.3 Wasserqualitäten in Dampfkraftwerken

31

Bild 4.12: Wärmeschaltplan des Kraftwerks Bexbach mit 750 MWel [4.2]

4.3 Wasserqualitäten in Dampfkraftwerken Wasser wird im Dampfkraftwerk vielfältig eingesetzt: x x x x

Arbeitsfluid des thermodynamischen Kreisprozesses Kühlwasser im Kondensator Rückkühlwasser bei Kühlturmbetrieb Wärmeträger für Heizwärme

Entsprechend des Einsatzgebietes muss das Wasser unterschiedlichen Reinheitsanforderungen genügen. Je höher die Temperatur und der Druck des Wassers bzw. des Dampfes sind, desto höher sind die Reinheitsanforderungen. Natürliches Wasser enthält etwa 0,2 bis 0,5 g Salz pro Liter. Über 60 °C scheiden sich die meisten der gelösten Salze aus. Es bildet sich Wasserstein (Kalkablagerungen), über 100 °C Kesselstein. Hauptbestandteile des Kesselsteins sind: Kalzi-

32

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

umkarbonat (Kalk) CaCO3, Magnesiumkarbonat MgCO3, Kalziumsulfat CaSO4, Kalziumkarbonat CaCO3, Kalziumsilikat CaSiO3. Die Ablagerungen setzen sich an den Wandungen fest, behindern den Wärmeübergang, erzeugen Wärmespannungen und verengen den Strömungsquerschnitt. Ablösungen dieser Beläge führen zu Beschädigungen, insbesondere wenn sie in die Turbine gelangen. Die im Wasser enthaltenen Salze sind Verbindungen aus Erdalkali, Alkali und Schwermetallen mit (Bi-)Karbonat, Chlor und Nitrat. Der Gehalt der Erdalkali-Salze wurde früher summarisch mit der Maßeinheit Härte charakterisiert. Hierbei ist nach der Löslichkeit der Salze zu unterscheiden. Die Karbonatsalze, in Wasser als Ca(HCO3)2 gelöst, haben einen negativen Temperaturgradienten, d.h. die Löslichkeit nimmt mit der Temperatur ab und es fällt CaCO3 bei Erwärmung des Wassers aus. Es ergibt sich die Kalziumhydrokarbonat-Reaktion bei Erwärmung des Wassers Ca(HCO3)2 o CaCO3 + H2O + CO2. Die Nichtkarbonatsalze, Sulfate und Chloride der Erdalkalien haben einen positiven Temperaturgradienten der Löslichkeit und scheiden sich erst in der Dampfphase aus. Heute sind spezifische Angaben für die einzelnen Salzspezien in Mol pro Volumeneinheit mol/m3 vorgeschrieben. Die Konzentration der dissoziierten Wasserstoffatome H+ beträgt 10-7 (pH-Wert 7) bei neutralem Wasser unter Normbedingungen. Der pH-Wert des neutralen Wassers ist temperaturabhängig: Bei 300 °C ist Wasser mit einem pH-Wert von 5,6 neutral. Erst gelöste Salze machen reines Wasser leitend. Die Leitfähigkeit ist schnell und leicht zu messen und ist ein qualitatives Maß für den Salzgehalt und den Gehalt der gelösten Gase. Daraus lässt sich die Salzkonzentration für bekannte Salze bzw. bei Kenntnis derer Zusammensetzung, berechnen. Tabelle 4.2 listet die Umrechnung der genannten physikalischen Größen und Einheiten der Wasserqualität exemplarisch auf. Tabelle 4.2: Umrechnung von Größen der Wasserqualität [4.3] Bezeichnung Härte Karbonathärte Nichtkarbonathärte Kalziumhärte Magnesiumh.

Dimension °d °d °d °d °d

Neue Bezeichnung Summe Erdalkalien an HCO3 gebund. Erdalkalien nicht an HCO3 geb. Erdalkalien Kalziumgehalt Magnesiumgehalt

Dimension mmol/l mmol/l mmol/l mg/l bzw. mmol/l

Umrechnungen: °d = 0,36 mval/l = 0,18 mmol/l 1 °d entspricht 10 mg/l Calciumoxid CaO 1 °d entspricht 4,3 mg/l Magnesium Mg Leitfähigkeit 1 ȝS/cm entspr. ca. 0,5 mg/l NaCl bei 25°C

Kieselsäure H2SiO3 ist mit dem Dampf flüchtig und scheidet sich erst in der Turbine als Si(OH)4 bzw. SiO2 an Oberflächen ab, wobei die Ablagerung auf den Schaufeln besondere Probleme hervorruft (Verkieselung der Schaufeln). Da sie nur schwach dissoziiert, entzieht sie sich der Leitfähigkeitsmessung.

4.3 Wasserqualitäten in Dampfkraftwerken

33

4.3.1 Arbeitsfluid (Speisewasser) Die höchste Reinheitsanforderung wird an das Arbeitsfluid gestellt, das bei hoher Temperatur und hohen Drücken in direktem Kontakt mit den Werkstoffen des Dampferzeugers und der Beschaufelung der Turbine ist. Ein Großkraftwerk von 500 MW elektrischer Leistung benötigt etwa 10 Tonnen vollentsalztes Wasser pro Tag. Das Rohwasser wird einem natürlichen Oberflächengewässer entnommen und mechanisch von Verunreinigungen (Partikel, Humide u.ä.) durch Rechen, Siebmaschine, gegebenenfalls Absetzbecken und Ausflockung befreit. Es folgt die Entkalkung, eventuell eine Vorentsalzung durch Umkehrosmose und abschließend die Vollentsalzung in Ionentauschern. Je nach Dampferzeugertyp sind unterschiedliche Anforderungen an das Speisewasser zu stellen. Der in Deutschland dominierende Zwangdurchlauf-Dampferzeuger erfordert weitestgehende Reinheit, da das Wasser in einem Rohrstrang vorgewärmt, verdampft und überhitzt wird. Die Salze lagern sich in den Wärmeübertragerrohren ab. Tabelle 4.3: Empfohlene Wasserqualität, für Hochdruck-Dampferzeuger [4.4] Einheit Allgemeine Anforderung Leitfähigkeit bei 25 °C, direkt & kontinuierlich gemessen Leitfähigkeit bei 25 °C, hinter stark saurem Kationentauscher pH-Wert bei 25 °C Sauerstoff O2 Gesamt-Eisen Fe Gesamt-Kupfer Cu Kieselsäure SiO2

ȝS/cm ȝS/cm

mg/l mg/l mg/l mg/l

Fahrweise alkalisch neutral klar und farblos nicht spezifi< 0,25 ziert < 0,20 < 0,20 >9 nicht spezif. < 0,02 < 0,003 < 0,02

> 6,5 > 0,05 < 0,02 < 0,003 < 0,02

Eine alkalische Wasserkonditionierung von 7 < pH < 9,5 hat sich als günstig gegen Korrosion erwiesen. Dadurch wird die Bildung einer festen schützenden Oxidschicht von Magnetit Fe3O4 gefördert, die sich aus der Reaktion 3 Fe + 4 H2O o Fe3O4 + 4 H2 ergibt. Bei der neutralen Fahrweise des Kessels muss Sorge für eine Stabilisierung dieser Schicht getragen werden, was durch eine Zudosierung geringer Mengen Sauerstoff erreicht wird. Bei neuen Kesseln wird die Magnetitschicht unter Freisetzung von Wasserstoff H2 gebildet. Wird bei alten Dampferzeugern eine Wasserstoffproduktion detektiert, weist dies auf einen Schaden hin, bei dem die Magnetitschicht zerstört wurde. Es gibt eine Vielzahl von Richtlinien [4.4] und Normen [4.5] über die empfohlene Qualität des Speisewassers. Daraus extrahieren die Hersteller und Betreiber von Dampferzeugern ihre Betriebsvorschriften. Tabelle 4.3 gibt einen Auszug aus der VGB-Richtlinie [4.4] für HochdruckDampferzeuger über 64 bar wieder.

4.3.2 Rückkühlwasser Bei Betrieb eines Nass- oder Hybridkühlturms ist ein separater Kühlkreislauf zwischen Kondensator und Kühlturm nötig. Dieses Wasser verdampft oder wird in Form von Mikrotröpf-

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

chen teilweise aus dem Kühlturm ausgetragen. Die Verunreinigungen konzentrieren sich im Kühlkreis langsam auf. Abhilfe schafft die Absalzung, die durch ein permanentes Ablassen eines Teils des Kühlwassers und entsprechende Frischwasserzufuhr geschieht. Es wird entkarbonisiertes (entkalktes) Wasser benutzt, damit im Kühlturm keine Ablagerungen erfolgen.

4.3.3 Kühlwasser Falls der Kondensator direkt mit Flusswasser gekühlt wird, muss das entnommene Wassers mechanisch gereinigt werden. Dies geschieht durch Rechen, denen eventuell ein Schwimmbalken vorgelagert ist.

4.3.4 Heizwasser Das eingesetzte Wasser soll keine Ablagerungen bilden. Bei den mäßigen Temperaturen genügt i.a. eine Entkarbonisierung. Die Richtlinien, z.B. [4.6], sind zu beachten.

4.3.5 Wasseraufbereitung Die Wasseraufbereitung nach der mechanischen Vorreinigung ist integraler Bestandteil von Dampfkraftwerken. Folgende Methoden der Entsalzung kommen je nach gewünschter Wasserqualität zur Anwendung. Die Vollentsalzung des Speisewassers erfordert sämtliche Methoden. Fällung und Flockung Partikuläre Verunreinigungen bis zu einem minimalen Durchmesser von etwa 1 Pm lassen sich durch mechanische Maßnahmen über Filter, Kiesfilter und Absetzbecken entfernen. Flockungsreaktionen entfernen kolloiddisperser Verunreinigungen wie Humine, Öle, Hydroxide mit einem Durchmesser unter 1 Pm. Durch Fällung geeigneter Verbindungen entstehen Flocken großer Oberflächen, die diese kleinen Partikel absorbieren. Die Flockungssalze wie Al2(SO4)3, FeCI3 und Na3AlO3 reagieren mit der Karbonathärte und fallen aus, z.B.: Al2(SO4)3 + 2Ca(HCO3)2 o 2Al(OH)3 + 3Ca SO4 + 6CO2

Gl. 4.10

Die Hydroxidflocken sind abzuschöpfen. Generierte Salze und Kohlendioxid sind nachfolgend zu entfernen. Entkarbonisierung Durch Kalkmilch Ca(OH)2 oder starke Säuren wird die Karbonathärte reduziert. Der „Kalk“ fällt in Form von Kalziumsalzen CaCO3, CaSO3 oder CaCl2 aus. Ca(HCO3)2 + Ca(OH)2 o 2 CaCO3 + H2O

Gl. 4.11

Mg(HCO3)2 + 2 Ca(OH)2 o 2 CaCO3 + H2O + Mg(OH)2

Gl. 4.12

Ca(HCO3)2 + H2SO4 o CaSO3 + 2 H2O + 2 CO2

Gl. 4.13

Ca(HCO3)2 + HCl o CaCl2 + 2 H2O + 2 CO2

Gl. 4.14

Das entstehende CO2 ist in einem Rieseler zu entfernen, bei dem das aufbereitete Wasser über oberflächenvergrößernde Einbauten zersprüht wird und dabei entgast.

4.3 Wasserqualitäten in Dampfkraftwerken

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Ionenaustausch Ionentauscher sind hochmolekulare Kunstharze, die mit Anionen oder Kationen beladen sind, also Säuren oder Laugen in fester Form darstellen. Die Harzpartikel haben einen Durchmesser um 1 mm. Ein oder zwei H+ bzw. OH- Ionen sind an ein Polymer, das stationäre Austauschmolekül (Aust.), gebunden. 2H = Aust. ist das Ausgangsmolekül des Kationentauschers und 2OH = Aust. oder OH-Aust. das des Anionentauschers. Zur Vollentsalzung sind Kationen- und Anionentauscher hintereinander geschaltet. Kationentauscher entfernen aus den im Wasser gelösten Salzen die Kationen (Metallionen) und substituieren diese durch H+ Ionen. Kationen höherer Valenz wie Ca++, Mg++ werden bevorzugt ausgetauscht. Die Reaktion ist für Ca++ und Mg++ analog: CaSO4 + 2H = Aust. o H2SO4 + Ca = Aust.

Gl. 4.15

Ist das Harz erschöpft (nicht mehr genügend 2H = Aust. vorhanden), so ergibt sich ein Schlupf der Salze und der Ionentauscher ist mit einer Säure zu regenerieren: Ca = Aust. + 2 HCl o 2H = Aust. + CaCl2

Gl. 4.16

Anstelle des Wasserstoffs ist ein Kationentauscher auch mit Natrium möglich: 2Na = Aust., als Na-Form bekannt. Anionentauscher substituieren die Salzreste wie SO4 - - oder Cl- gegen OH- Ionen. Schwach basische Anionentauscher substituieren die Anionen starker Säuren, wie sie nach dem Kationentauscher vorliegen: H2SO4 + 2OH = Aust. o SO4 = Aust. + 2H2O

Gl. 4.17

Stark basische Anionentauscher substituieren die Anionen schwacher Säuren, wie der Kieselsäure: H2SiO3 + OH – Aust. o HSiO3 – Aust. + 2H2O

Gl. 4.18

Die Regeneration erfolgt mit Natronlauge: SO4 = Aust. + 2 NaOH o 2OH = Aust. + Na2SO4

Gl. 4.19

Eine Vollentsalzung besteht aus der Schaltung von Kationen- und Anionentauschern. Zuerst wird das Metallion des Salzes gebunden, wobei eine Säure im Wasser entsteht. Der Anionentauscher bindet den Säurerest, wobei nur Wassermoleküle entstehen. Unter Berücksichtigung der notwendigen Regeneration der Ionentauscher entstehen für jedes aus dem Wasser entfernte Salzmolekül deren zwei, die als Oberflächenwasser abgeleitet werden. Der Mischbettfilter enthält stark saure Kationen- und stark basische Anionentauscher. Zum Regenerieren dieses Mischbettfilters werden die Kationen- und Anionenmassen getrennt (Anionenmasse ist leichter) und danach beide mit NaOH behandelt. Die Anionenmasse nimmt OHauf, während die Kationenmasse Na+ aufnimmt. Die Na+ Ionen werden über eine an den Trenngrenzen eingeführte HCl-Lösung durch H+ Ionen verdrängt. Zuletzt wird die Austauschmasse wieder durch Luftzufuhr vermischt. Umkehrosmose Die Osmose ist der natürliche Vorgang des Konzentrationsausgleichs durch eine semipermeable Membran (Molekularsieb), die nur für das Lösungsmitteln (hier Wasser), jedoch nicht für das Salz durchlässig ist. Hierbei steigt, wenn der ursprüngliche Raum durch eine feste

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Membran geteilt ist, der Druck in der konzentrierten Lösung an, da Wasser in diesen Raum der höheren Salzkonzentration strömt. Die sich einstellende Druckdifferenz ist der osmotische Druck. Die Umkehrosmose kehrt diesen Vorgang um, in dem auf der Seite der höheren Konzentration ein Druck aufgeprägt wird, der den osmotischen Druck übersteigt. Unter dem Druckgefälle strömen die Wassermoleküle entgegen des Konzentrationsgefälles durch die Membran und die Salzmoleküle bleiben zurück. Die Standzeit ist durch Biofouling begrenzt, gerade wenn das Modul zur Vorreinigung des Wassers eingesetzt wird. Der Schlupf ist relativ hoch, weshalb mehrere dieser Membranen hintereinandergeschaltet werden müssen. Hierbei dringen einwertige Salzionen leichter durch die Membran als zweiwertige. Die Umkehrosmose ist eine sinnvolle, umweltschonende Vorstufe zu den Ionentauschern bei der Vollentsalzung [4.8, 4.9]. Es gibt viele Bauformen, so dass Bild 4.13 nur als Beispiel eines Umkehrosmose-Moduls zu verstehen ist.

Bild 4.13: Umkehrosmose-Modul [4.7]

4.4 Dampferzeuger Der Dampferzeuger ist die größte und teuerste Teilkomponente eines Dampfkraftwerks. Er hat die Aufgabe, die Wärme des Rauchgases auf das Speisewasser zu übertragen, um es vorzuwärmen, zu verdampfen und zu überhitzen. Anforderungen an moderne Dampferzeuger sind: x Vorwärmung des flüssigen Wassers, Verdampfung und Überhitzung großer Massenströme bei hoher Temperatur TFD und hohem Druck pFD x Hohe Laständerungsgeschwindigkeit (bis zu +/– 6 % der Last pro Minute) x Zulässigkeit von Lastsprüngen x Kurze Anfahrzeiten x Geringe Temperaturabweichungen r 3 °C bzw. 6 °C bei Laständerungen/-sprüngen x Geringe Druckschwankungen r 1 % pmax. bzw. 2 % bei Laständerungen/-sprüngen. x Hohe Wirkungsgrade x Lange Reisezeiten: Ununterbrochene Betriebszeit zwischen zwei Stillständen, die für notwendige Instandsetzungen erforderlich sind. Augenblicklich sind zwei Jahre üblich. Die Revisionszeit beträgt ein bis zwei Monate. x Hohe Verfügbarkeit: Zeit, in der die Anlage auf eine Zeiteinheit (1 Jahr) bezogen betriebsbereit ist. Die Dampferzeuger lassen sich in vier Typen unterteilen: Großwasserraumkessel, Naturumlaufkessel, Zwangumlaufkessel und Zwangdurchlaufkessel.

4.4 Dampferzeuger

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4.4.1 Allgemeine Zusammenhänge Dampferzeuger sind komplexe Wärmeübertrager, mit Sektoren für die unterschiedlichen Dampfzustände. So beinhaltet ein Dampferzeuger vier Sektoren: Economizer, Verdampfer, Überhitzer und Zwischenüberhitzer. Im Economizer, der für alle Dampferzeuger ähnlich ist, wird das flüssige Wasser auf Sättigungszustand erwärmt (Vorwärmung). Dessen Name rührt von der exergetisch günstigen und deshalb wirtschaftlichen Trennung der Vorwärm- von der Verdampferstrecke her. Die Vorwärmung des Wassers auf Verdampfungstemperatur geschieht mit Rauchgas geringer Temperatur. Die Wärmeströme für die einzelnen Phasen sind vom Fluiddruck abhängig. Je geringer der Druck, desto geringer der notwendige Wärmestrom für die Vorwärmung, desto größer ist er aber für die Verdampfung, da die latente Wärme entsprechend hoch ist. Bei einer Fahrweise mit kritischem Druck verschwindet die Verdampfungswärme. Bild 4.14 veranschaulicht diesen Zusammenhang, wobei die Wärmeleistung der einzelnen Strecken anteilig aufgezeichnet ist. Bei überkritischen Drücken ist nicht mehr zwischen Überhitzung und Vorwärmung zu unterscheiden. Bei deutlich überkritischer Fahrweise ist bei Frischdampftemperaturen um 550 °C eine zweite Zwischenüberhitzung nötig, um einen Entspannungsendpunkt (Kondensatorzustand) mit hohem Dampfgehalt x > 90 % zu erzielen.

Bild 4.14: Zusammenhang zwischen Wärmeanteilen und Frischdampfdruck

Bei modernen Dampferzeugern strömt das Wärmeträgerfluid in Rohren (Wasserrohrkessel). Die Wärme wird vom Rauchgas über die Rohrwandung durch Strahlung, Wärmeleitung und Konvektion auf das Wasser übertragen. Der Wärmeübergang hängt rohrinnenseitig vom Fluidzustand und von der Strömungsgeschwindigkeit ab. Beste Wärmeübergangszahlen ergeben sich, wenn die Rohrinnenseite von flüssigem Wasser benetzt ist, was bis zu hohen Dampfmassengehalten möglich ist. Da Stahl eine hohe Leitfähigkeit aufweist, liegt die Rohrtemperatur in der Verdampfer- oder Vorwärmstrecke nur wenig über der Wasser(dampf)temperatur. Wegen des hohen Wärmeübergangs, d.h. gute Rohrkühlung, kann die Verdampferstrecke in die Brennkammer, der heißesten Zone, gelegt werden, ohne dass die Rohre überhitzen. Dort sind die höchsten Wärmestromdichten. Überhitzter Dampf besitzt einen schlechten Wärmeübergang. Um die Rohrwandung unter deren Temperaturfestigkeit zu halten, sind die Überhitzerstrecken über dem Brennraum angebracht, wo moderate Temperaturen herrschen.

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

T

Temperatur

T(r)

Rauchgas

Rauchgas

Wasser

r

Bild 4.15: Radialer Temperaturverlauf in und um Verdampferrohr

Bild 4.16 veranschaulicht die Anordnung der einzelnen Wärmeübertragungsstrecken im Dampferzeuger und Bild 4.17 den Temperaturverlauf mit den Wärmestromdichten. Die Anordnung der Überhitzerstrecken und des Economizers kann vom Schema des Bildes 4.16 abweichen. Anstatt oberhalb des Brennraumes können die Überhitzerstrecken und der Eco auch auf gleicher Ebene daneben gebaut werden, wobei das Rauchgas nach unten geführt wird. Es ergibt sich dann ein niedriger Dampferzeuger, allerdings mit größerem Flächenbedarf. Die Brennkammerwandung ist bei allen Wasserrohrkesseln ähnlich gebaut. Die Rohre sind gasdicht zusammengeschweißt, um einen möglichst großen Wärmestrom zu gewährleisten. Hierzu können die Rohre direkt oder über Zwischenstege (Flossen) zusammengeschweißt sein.

Bild 4.16: Anordnung der Wärmeübertragerstrecken in einem Dampferzeuger

4.4 Dampferzeuger

39

Dampferzeugerschaltungen unterscheiden sich durch den Verdampfungsendpunkt, der bei Großwasserraumkesseln, Naturumlauf- und Zwangumlauf-Dampferzeugern durch die Trommel konstruktiv vorgegeben ist. In der Trommel trennt sich der Sattdampf von der Flüssigkeit. Beim Zwangdurchlauf-Dampferzeuger gibt es keinen festen, konstruktiv bedingten Verdampfungsendpunkt.

4.4.2 Feuerung Rostfeuerungen sind nur für Sonderanlagen wie Müll- oder Biokraftwerke nötig. Bei großen Kraftwerken wird die Kohle fein vermahlen und dann mittels Gebläse luftgetragen zu den einzelnen Brennern auf mehreren Ebenen des Dampferzeugers geführt. Üblich sind Tangentialbrenner, bei denen die Flammen tangential in den Brennraum gerichtet sind oder Boxerbrenner, wo am Brennraumumfang die Flammen gegeneinander geführt sind.

ECO

spez. Wärmestrom Temperaturen: Luft Rauchgas Wasser/Dampf

Bild 4.17: Verlauf der Temperaturen T und Wärmestromdichten q in einem Dampferzeuger

4.4.3 Strömungsformen Im Verdampferteil findet der Phasenwechsel mit mehreren Strömungsformen statt: x

Unterkühltes Sieden: Obwohl die Flüssigkeit über dem Strömungsquerschnitt gemittelt noch unterkühlt ist, bilden sich an der etwas heißeren Rohrwandung durch lokale Überhitzung Blasen, die jedoch auf ihrem Weg in die Strömungsmitte wieder kondensieren.

x

Nettosieden oder Blasensieden: Falls die Flüssigkeit im Mittel die Sättigungstemperatur erreicht hat, ist eine entsprechende Blasenbildung zu erwarten.

x

Pfropfen- oder Kolbenströmung: Die Blasen wandern bei erhöhtem Dampfgehalt in die Strömungsmitte, wo sie große Blasen bzw. Pfropfen bilden.

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

x

Ring- oder Filmströmung: Bei höherem Dampfanteil verbleibt an der Rohrwandung die Flüssigkeit und die Kernströmung ist reiner Dampf.

x

Nebelströmung: Der Flüssigkeitsfilm trocknet aus (unvermeidbare Siedekrise 2. Art) und es verbleibt eine tropfenbeladene Nebelströmung. Die Tröpfchen wurden vorher aus dem welligen Film herausgerissen.

Bild 4.18: Strömungsformen bei der Rohrverdampfung

Bild 4.19: Ausbildung von Strömungsformen 1: Blasen; 2: Nebel; 3: Ring; 4: Pfropfen

In Bild 4.18 sind die Strömungsformen skizziert. Je nach Heizflächenbelastung, Massenstromdichte und Druck sind nicht alle Strömungsformen sichtbar. So kann sich nach dem unterkühlten Sieden übergangslos die Pfropfen- oder Ringströmung herausbilden. Bild 4.19 zeigt die Bereiche der Strömungsformen [4.12] bei ca. p = 100 bar, Bild 4.20 eine Pfropfenströmung [4.11].

Bild 4.20: Pfropfenströmung

4.4 Dampferzeuger

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4.4.4 Siedekrise 1. Art Wenn die Wärmestromdichte zu hoch ist, findet eine derart hohe Dampfbildung an der Rohrwandung statt, dass die Flüssigkeit in die Rohrmitte gedrängt wird. Die Dampfschicht an der Rohrinnenwand wirkt isolierend und erhöht die Rohrtemperatur drastisch. Die Auslegung geschieht i.A. nicht für diesen Störfall, weshalb eine Rohrüberhitzung mit Versagen (Rohrplatzer) zu befürchten ist. Dieser unerwünschte Betriebszustand wird als Siedekrise 1. Art oder im Angelsächsischen als Departure from Nucleate Boiling DNB bezeichnet. Es findet bei geringen Dampfgehalten im heißen Brennraum statt und führt zu entsprechendem Schaden. Demgegenüber ist die Siedekrise 2. Art, die Austrocknung des Flüssigkeitsfilmes an der Rohrinnenwandung, bei hohen Dampfgehalten > 90 % unvermeidbar. Dieser Austrocknungspunkt ist berechenbar und kann außerhalb des Brennraums gelegt werden. Zustand: Druck: 150 bar Massenstromdichte: 500 kg/(m2s) Wärmestromdichte: 300 kW/m2 Wasser Dampfblasen Tropfen

Bild 4.21: Temperaturerhöhung der Rohrwandung durch die Siedekrise 1. Art (DNB)

In Bild 4.21 ist die Temperaturerhöhung der Rohrwandung durch DNB aufgezeichnet [4.13]. Die Temperaturerhöhung beträgt in diesem Fall beim glatten Rohr bei einem Dampfgehalt von ca. 55 % über 150 °C. Demgegenüber zeigt das innenberippte Rohr, das in Bild 4.21 dem Glattrohr gegenübergestellt ist, keine Siedekrise 1. Art. Erst im Austrocknungspunkt (Siedekrise 2. Art) bei einem Dampfgehalt von über 90 % steigt die Temperatur des innenberippten Rohres an. Die Siedekrise 1. Art ist entweder durch eine geringere Wärmestromdichte, eine hohe Massenstromdichte oder andere Maßnahmen wie innenberippte Rohre zu vermeiden. Damit verwandt ist das Leidenfrost-Phänomen3: Wird eine Flüssigkeit auf eine stark erhitzte Heizplatte gegeben, bildet sich ein Dampfpolster, auf dem die Tröpfchen schweben. 3

Nach dem Mediziner Johann Gottlob Leidenfrost, 1715-1794

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

4.4.5 Großwasserraumkessel GWRK Dieser Dampferzeugertyp zählt zu den ältesten Bauarten. Er besteht aus einem zylindrischen, waagrechten Druckgefäß, das im Betriebszustand mit einem gesättigten Wasser-Dampfgemisch gefüllt ist. Am vorderen Boden ist das Flammrohr, i.A. wegen höherer Beulbelastbarkeit gewellt, angeschlossen und ragt in den Wasserraum. An der vorderen Wand ist der Brenner angebracht. Die hintere Flammrohrbegrenzung besteht aus einer Rohrplatte mit eingewalzten Rauchgasrohren, die in mehreren Zügen von den Rauchgasen durchströmt werden (Bild 4.22).

Bild 4.22: Großwasserraumkessel [4.14]

Dieser Dampferzeuger liefert Sattdampf. Der Dampfdom sorgt für die Abscheidung der Tröpfchen. Durch das große Volumen dämpfen sich Druckschwankungen gut aus. Das Flammrohr ist exzentrisch im Wasserraum angebracht, um eine stabile Umlaufströmung zu erzielen, wodurch Dampfblasen schnell an die Oberfläche gelangen und sich ein hoher Wärmeübergang ergibt. Der große Durchmesser des unter dem Frischdampfdruck stehenden Dampfkessels bedingt hohe Wandstärken, was während Anfahr- und Abkühlphasen thermische Spannungsspitzen ergibt. Deshalb werden GWKR nur bis zu einem Druck von ca. 25 bar und eine Dampfleistung von etwa 20 t/h gebaut. Die gespeicherte Wärme ist hoch, was selbst bei unterbrochener Wärmezufuhr die Dampflieferung aufrecht erhält. GWRK dienen nicht für Dampfkraftwerke, sondern für verfahrenstechnische Zwecke.

4.4.6 Naturumlauf-Dampferzeuger Bei dieser Bauart fließt das zu verdampfende Wasser in parallelen Rohren, die beheizt werden (Steigrohre). Zwischen Verdampfer- und Überhitzerstrecke ist die Trommel installiert, in der sich die flüssige von der dampfförmigen Phase trennt. In den Steigrohren ergibt sich durch die temperaturbedingten Dichteunterschiede eine Auftriebsströmung, bei der eine Teilverdampfung stattfindet. Der nicht verdampfte Wasseranteil wird in der Trommel abgeschieden und fließt im unbeheizten Fallrohr zurück zum Verteiler im Brennkammerunterteil, wo sich das Wasser auf die Verdampferrohre aufteilt (Bild 4.23).

4.4 Dampferzeuger

43

Bild 4.23 Prinzip des Naturumlaufs

Je nach Heizflächenbelastung (qWÜ Wärmestrom pro Wärmeübertragerfläche) stellt sich eine Gleichgewichtsströmung mit entsprechender Verdampfung ein. Der Betriebszustand ist mit der  int / m  V beschreibbar. Sie sagt aus, wie oft ein Massenelement im VerdampUmlaufzahl U = m ferteil intern im Mittel bis zur vollständigen Verdampfung umfließt (der interne Massenstrom  int ist höher als der verdampfende Massenstrom m  V ). Je nach Konstruktion (Rohrlänge, m -durchmesser), Verdampfungsdruck und Heizflächenbelastung stellen sich Umlaufzahlen von 5 bis 40 ein [4.3, 4.15]. Bei niederen Drücken ist die Verdampfungsenthalpie groß, was höhere Umlaufzahlen bedingt. Um für eine zuverlässige Abscheidung der Tröpfchen vom Dampf zu sorgen, sind in der großvolumigen Trommel Spritz-, Prall-, Umlenkbleche und Zyklone eingebaut. Naturumlaufkessel sind nur für unterkritische Drücke geeignet. In der Nähe des kritischen Punktes verschwinden die Dichteunterschiede zwischen Flüssigkeit und Dampf, was Phasentrennung und stabile Strömung unmöglich macht. Nachteile sind weiterhin die langsame Regelbarkeit, lange Anfahrzeiten und Gefahr von Strömungsinstabilitäten bei Druckabsenkung. Wird der Druck zu schnell gesenkt, kann es im Fallrohr zur Verdampfung kommen, was den Durchfluss durch die Siederohre, damit den Wärmeübergang vermindert und eventuell die Rohre durch Überhitzung zum Bersten bringt. Die großvolumige Trommel mit festigkeitsbedingt hohen Wandstärken erlaubt nur langsame Temperaturänderungen, um unzulässige thermische Spannungen zu vermeiden. Deshalb sind Naturumlaufkessel für die bevorzugte Gleitdruckregelung von Dampfkraftwerken wenig geeignet. Da der natürliche Auftrieb die Massenstromdichte limitiert, zwingt die begrenzte Heizflächenbelastung zu großen Heizflächen. Der Dampferzeuger wird großvolumig. Um Druckverluste in den Verdampfungsrohren gering zu halten, werden Rohre mit Außendurchmessern von 50 bis 85 mm eingesetzt. Vorteilhaft sind die geringen Betriebskosten, da keine Umwälzpumpen benötigt werden. Die stabile Strömung setzt schon bei geringen Temperaturunterschieden ein, was das Anfahren problemlos gestaltet. Ebenso werden alle Rohre, weitgehend unabhängig von fertigungs- oder ablagerungsbedingten Unterschieden, durch den thermischen Auftrieb stabil durchströmt, so dass eine Überhitzung einzelner Rohre unwahrscheinlich ist. Bild 4.24 ist ein Schnitt durch einen Naturumlauf-Dampferzeuger folgender Leistungsdaten:  FD = 80,56 kg/s, Höhe H = 64,5 m, Breite B Pth = 245,7 MWth, pFD = 135 bar, TFD = 778 K, m = 29,5 m, Länge L = 33,15 m.

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

1: Verteiler 2: Verdampferteil 3: Überhitzerstrecken 4: Trommel

Bild 4.24: Schnitt durch einen Naturumlauf-Dampferzeuger [4.16]

4.4.7 Zwangumlauf-Dampferzeuger Die Schaltung des Zwangumlauf-Verdampfers, Bild 4.25, ist analog dem Naturumlauf, wobei die Strömung durch Pumpen unterstützt ist. Die größere Massenstromdichte führt zu einer höheren Heizflächenbelastung und damit zu einer verkleinerten Baugröße. Die Umlaufzahlen reduzieren sich entsprechend auf 3 < U(pFD) < 10 [4.15], da das Fluid pro Umwälzung mehr Wärme aufnimmt. Die Pumpe ist im Fallrohr installiert und drückt das Wasser in den Verteiler und von dort in die beheizten Steigrohre. Um Rohrüberhitzungen zu vermeiden, ist bei jedem Verdampferrohr ein individueller Abgleich auf den gewünschten Massenstrom durch ein vorgeschaltetes Drosselorgan vonnöten. Bild 4.25: Schaltung des Zwangumlauf-Dampferzeugers

4.4 Dampferzeuger

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Die einzelnen Rohre können durch unterschiedliche Längen, Ablagerungen oder Fertigungstoleranzen einen höheren Druckverlust aufweisen. Konstruktiv unterscheiden sie sich wenig von denen mit Naturumlauf. Jedoch ergeben sich mehr Freiheitsgrade in der Rohrführung, da die Verdampferrohre bereichsweise auch waagrecht oder sogar mit Fließrichtung nach unten montiert werden können. Übliche Rohraußendurchmesser sind 32 bis 38 mm. Der maximale Frischdampfdruck ist wieder auf Werte unterhalb des kritischen Drucks begrenzt, da die Förderfähigkeit der Pumpen auf Flüssigkeiten beschränkt ist. Dieser Dampferzeuger erlaubt schnellere Druck- und Laständerungen, allerdings wirkt die Trommel wieder behindernd. Eine Begrenzung der Teillast stellt die Befeuerung dar, die sich zwar generell durch Abschaltung einzelner Brenner reduziert lässt, jedoch am Ort der aktiven Brenner lokal immer noch hohe Temperaturwerte und damit hohe Wärmestromdichten aufweist. Denn die individuellen Kohlestaub-, Gas- oder Ölbrenner haben selbst nur einen eng begrenzten Regelbereich.

4.4.8 Zwangdurchlauf-Dampferzeuger Hier wird das Fluid in einem durchgehend beheizten Rohr vorgewärmt, verdampft und überhitzt. Es ist der Grenzfall der Umlaufzahl U = 1. Auf einen konstruktiv festgelegten Verdampfungsendpunkt ist verzichtet, die betriebstechnisch ungünstige, teure Trommel entfällt. Bild 4.26 gibt die formal einfache Schaltung wieder. Um Rohrüberhitzungen auszuschließen, ist dafür zu sorgen, dass: x Eine abgeglichene Strömung in den beheizten Rohren vorliegt und kein Rohr unterversorgt ist, x bei allen Betriebszuständen, auch bei Teillast, im Brennraum eine ausreichende Wärmeabfuhr, d.h. ausreichende Rohrkühlung stattfindet.

Bild 4.26: Schaltung eines Zwangdurchlauf-Dampferzeugers

Die Druckbeschränkung entfällt. Überkritische Dampfdrücke lassen sich fahren, da die Speisewasserpumpe das unterkühlte Wasser bei praktisch beliebigem Druck fördern kann. Der Zwangdurchlauf erzielt höchste Wärmestromdichten und entsprechend kompakte Bauweisen. Grenze ist die Siedekrise 1. Art (DNB). Deshalb ergeben sich große Rohrlängen für die Verdampfung, bzw. im Fall der überkritischen Fahrweise für die gewünschte Frischdampftemperatur. Eine senkrechte Rohranordnung ist mit üblichen Glattrohren kaum möglich. Das Rohrband, bei großen Anlagen mit beispielsweise 400 Rohren, wird schraubenförmig um den Brennraum gewickelt. Die Rohrschraube ist nicht selbsttragend und muss aufwändig über Schweißbänder mit einer äußeren Tragestruktur verbunden werden. Bild 4.27 ist der Schnitt durch den Zwangdurchlauf-Dampferzeuger des 800 MW Braunkohlekraftwerks Schwarze

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

 FD = 2400 t/h = 667 kg/s, Gesamthöhe H = 161,5 m, Pumpe: pFD = 260 bar, TFD = 820 K, m Breite B = 100 m, 16 Haupt- und 8 Nachreaktionsbrenner.

Dieser Dampferzeuger ist für die günstige Gleitdruckregelung besonders geeignet. In Deutschland sind derzeit alle großen Kohlekraftwerke mit diesem Dampferzeuger ausgerüstet, womit der Mittellastbereich abgedeckt wird. Bekannteste Vertreter dieses Typs sind der Benson- und der Sulzerkessel, die sich nur geringfügig unterscheiden. Das aus dem Verdampferteil möglicherweise mitgerissene Restwasser wird beim Bensonkessel im Dampfverteiler und beim Sulzerkessel in kleinvolumigen Wasserflaschen (bei unterkritischem Druck) abgeschieden, die jeweils vor der Überhitzerstrecke geschaltet sind. Die Abscheideflaschen dienen auch zur Abscheidung von Unreinheiten.

Bild 4.27: Schnitt durch einen Zwangdurchlauf-Dampferzeuger [4.17]

Ein Betrieb bei zu geringer Teillast unter 50 % kann durch die einzelne Brenner zu lokalen Rohrüberhitzungen führen. Hier bietet sich eine übergelagerte Schwachlastumwälzung an, Bild 4.28, mit der die Umlaufzahl U geringfügig über Eins gehalten wird. Die sich einstellende höhere Massenstromdichte verhindert lokale Überhitzungen, jedoch wird bei unterkritischer Fahrweise in der Brennkammer nicht das gesamte Wasser verdampft. Eine kleine Abscheideflasche sorgt für die Trennung des wenigen Wassers, das über eine Umwälzpumpe wieder am Durchlauf durch die Brennkammerverrohrung teilnimmt.

4.5 Regenerative Speisewasservorwärmung/Vorwärmstrecke

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Bild 4.28: Zwangdurchlauf-Schaltung mit Schwachlast- bzw. Volllastumwälzung a): Strang für Normalbetrieb

Eine ähnliche Überlegung führt zur Volllastumwälzung. Um eine möglichst hohe Heizflächenbelastung ohne DNB zu erzielen, muss eine hohe Strömungsgeschwindigkeit vorgegeben sein. Diese extrem hohe Massenstromdichte kann dazu führen, dass wieder nicht das gesamte Wasser verdampft wird – deshalb wieder die Abscheideflasche. Mit derartiger Volllastumwälzung, Bild 4.28, ist die Rohrlänge verkürzbar und es lassen sich damit senkrecht berohrte Zwangdurchlauf-Dampferzeuger bauen.

4.4.9 Entwicklungstendenzen bei Dampferzeugern Die Entwicklung konzentriert sich auf den Zwangdurchlauftyp. Da die Rohrschraube aufwändig ist, wird versucht, Dampferzeuger mit senkrechter Berohrung zu ermöglichen. Nicht nur durch die betriebskostenintensive Steigerung der Massenstromdichte, sondern auch durch innengerippte Rohre steigt die zulässige Heizflächenbelastung. Die betriebstechnischen Vorteile der höheren Heizflächenbelastung kompensieren die höheren Kosten der Rohre, vor allem durch die senkrechte Rohrführung. Bild 4.21 stellt das glatte und innenberippte Rohr bei gleichen Bedingungen gegenüber [4.18]. Es zeigt sich beim Glattrohr die Siedekrise 1. Art bei ca. 55 % Dampfgehalt, die beim innenberippten Rohr nicht auftritt. Permanente Entwicklungsziele sind weitere Wirkungsgradsteigerungen und Emissionsreduktionen. Erreicht wird dies durch Optimierung der Rauchgasreinigungsmethoden, der Verbrennungstechnik, Wärmeverschiebesysteme und der Kraft-Wärme-Kopplung. Die Europäische Union fördert derzeit die Entwicklung von Kohlekraftwerken mit Frischdampftemperaturen von ca. 700 °C.

4.5 Regenerative Speisewasservorwärmung/Vorwärmstrecke Die regenerative Speisewasservorwärmung, die bis zur Sättigungstemperatur erfolgen kann, ist ein effektives Mittel der Wirkungsgraderhöhung (Abschn. 4.1.1.3). Das Speisewasser wird aus exergetischen Gründen in unterschiedlichen Druck- und Temperaturstufen vorgewärmt.

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

4.5.1 Niederdruckvorwärmer Die Umwälzpumpe fördert das Kondensat durch die Niederdruck-Vorwärmstrecke. Zur Vorwärmung wird Dampf aus den Turbinenendstufen geringen Druckes und geringer Temperatur entnommen, der eventuell schon gesättigt bzw. Zweiphasendampf ist. Üblich sind Gegen -Diastrom-Wärmeübertrager. Bild 4.29 ist das Temperatur-Wärmestrom-Diagramm ( T, Q gramm) für gesättigten Dampf. Der Dampf kann unterkühlt werden, wenn diese Zonen im Wärmeübertrager apparativ getrennt sind.

Bild 4.29:  -Diagramm eines NiederdruckT, Q Vorwärmers, gespeist durch gesättigten Dampf

Bei den geringen Drücken sind Geradrohr-Wärmeübertrager bevorzugt. Der Dampf strömt rohraußenseitig. Die Rohre sind in einen Rohrboden eingeschweißt, der gegenüber dem Wärmeübertragermantel gleiten kann und für die spannungsfreie relative Wärmeausdehnung sorgt. Bei kurzen Ausführungen kann das aufzuwärmende Fluid nur in der einen Hälfte der Rohre strömen und wird hinter dem Rohrboden umgelenkt, um in der anderen Rohranzahlhälfte zurückzuströmen. Dies bedingt eine entsprechend aufgeteilte Dampfströmung für den Gegenstrom.

4.5.2 Mischvorwärmer (Speisewasserbehälter)

Bild 4.30: Mischvorwärmer (Speisewasserbehälter)

Der Mischvorwärmer wird bei etwa 10 bis 15 bar betrieben (Bild 4.12). Bei diesem Druck ist der großvolumige Mischvorwärmer installiert, der drei verschiedene Aufgaben erfüllt: x Regenerative Speisewasservorwärmung x Permanente Teilentgasung des Speisewassers x Pufferbehälter für Speisewasser zum An- und Abfahren

4.5 Regenerative Speisewasservorwärmung/Vorwärmstrecke

49

Bild 4.31: Hochdruck-Vorwärmer mit Ent hitzer-, Kondensat- und Nachkühlsegment

Der Dampf wird in den wassergefüllten Behälter (Prinzipskizze Bild 4.30) über den Verteiler mit feinen Austrittsöffnungen gedüst, enthitzt sich und kondensiert dabei. Bei der Kondensation der Dampfblase verbleibt der nichtkondensierbare Gasrest (z.B. Luft). Zusätzlich diffundiert ein Teil des im flüssigen Wasser gelösten Gasanteils in die Blase, da an der Phasengrenze die Löslichkeit von Gasen gegen Null geht. Die verbleibenden nichtkondensierbaren Gasblasen sammeln sich im Dampfdom. Dort werden sie über eine kleine Lochblende permanent abgeblasen. Der mit entweichende Dampfanteil wird in Kauf genommen. In dem großen Dampfdom wird auch das zu erwärmende Speisewasser eingeführt und auf großer Oberfläche verrieselt, so dass es ausgasen kann.

4.5.3 Hochdruckvorwärmer Nach der Speisewasserpumpe, die das Wasser auf den oberen Prozessdruck von über 200 bar fördert, sind die Hochdruckvorwärmer eingebaut. Geeignet sind kleinvolumige Wärmeübertrager in Sammelbauweise. Die Wärmeübertragerrohre gehen vom Verteilerrohr ab und durchfließen den U-förmigen Wärmeübertrager, dessen Mantel einen geringen Durchmesser aufweist. Die Dampfströmung ist entlang den Rohren geführt. Der aus der Turbine zugeführte Dampf ist im überhitzten Zustand. Am Wasseraustritt des Wärmeübertragers findet die Enthitzung statt, danach folgt die Kondensation des wärmeabgebenden Dampfes. Das kondensierte Wasser sammelt sich im unteren Teil des Apparats und wird durch den Nachkühler am Speisewasser -Diagramm mit Enthitzung eintritt gedrückt (Bild 4.31). Bild 4.32 ist das entsprechende T, Q des überhitzten Dampfes, Kondensation und Nachkühlung.

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Bild 4.32:  -Diagramm eines Hochdruckvorwärmers T, Q

4.6 Rauchgasreinigung In erster Linie sollte die Entstehung von Schadstoffen vermieden werden, z.B. durch geringeren Stromverbrauch, höheren Wirkungsgrad der Anlagen, Nutzung erneuerbarer und CO2neutraler Energiequellen und Einsatz schadstoffarmer Brennstoffe. In Deutschland und anderen industrialisierten Ländern ist bei kohlebefeuerten Dampfkraftwerken die Rauchgasreinigung vorgeschrieben. Üblich sind: x Entstickung, x Entstaubung, x Entschwefelung. Stickoxide entstehen im Wesentlichen aus dem Luftstickstoff, der bei der Verbrennung je nach Temperatur und Verweilzeit in der heißen Zone teilweise oxidiert. Die Kohle hat mit 1 bis 1,5 Gewichts-% nur geringen Stickstoffanteil. Die Schwefeloxide entstammen der Kohle, die je nach Herkunft und Qualität 1 % Schwefelanteil oder höher aufweist. Bei der Verbrennung verbleibt der unverbrennbare Kohleanteil von 6 bis 15 % entweder als Schlacke oder als Flugasche. Bei einem 550 MW-Dampfkraftwerk sind die folgenden Massen- bzw. Volumenströme zu erwarten [4.20]: x Verbrennung von 160 t Kohle pro Stunde x 1,7 · 106 m3 Rauchgas pro Stunde bei ca. 150 °C x 10 t Ascherückstände pro Stunde, davon 1 t Grobasche im Kessel und 9 t Flugasche im Abgas Verschiedene physikalisch/chemische Methoden der Rauchgasreinigung sind bekannt. Nur das wirtschaftlich günstigste Verfahren für Bau und Betrieb setzt sich durch. Wichtig ist, wiederverwertbare oder wenigstens preiswert zu entsorgende Endprodukte zu erhalten. Nur der jetzige Stand der Technik wird abgehandelt. Die Abscheidung von CO2 ist angedacht, jedoch sind die Techniken noch nicht anwendungsreif [4.31].

4.6.1 Entstickung Bei Großanlagen hat sich die selektive katalytische Reduktion (Selective catalytic reduction) SCR durchgesetzt. Mit Hilfe des Reaktionspartners Ammoniak NH3 werden die Stickoxide NO und NO2 unter Einwirkung des preiswerten Katalysators TiO2 wieder zum unschädlichen N2 und Wasser reduziert. Die vereinfachten Grundreaktionen, die katalytisch am effektivsten im Temperaturbereich von ca. 320 °C bis 450 °C ablaufen, sind: 4 NH3 + 6 NO o 5 N2 + 6 H2O

Gl. 4.20

4.6 Rauchgasreinigung 8 NH3 + 6 NO2 o 7 N2 + 12 H2O 4 NH3 + 4 NO + O2 o 4 N2 + 6 H2O 4 NH3 + 2 NO2 + O2 o 3 N2 + 6 H2O 8 NH3 + 10 NO + O2o 9 N2 + 12 H2O 12 NH3 + 8 NO2 + O2 o 10 N2 + 18 H2O Ein gewisser Teil des Ammoniaks wird auch zerfallen: 4 NH3 + 3 O2 o 2 N2 + 6 H2O

51 Gl. 4.21 Gl. 4.22 Gl. 4.23 Gl. 4.24 Gl. 4.25 Gl. 4.26

Bei zu hohen Temperaturen über ca. 480 °C oxidiert Ammoniak allerdings selbst zu Stickoxiden: Gl. 4.27 4 NH3 + 5 O2 o 4 NO + 6 H2O 4 NH3 + 4O2 o 2 N2O + 6 H2O Gl. 4.28

Bild 4.33: Aufbau des DeNOx-Blockes für 550 MW Dampfkraftwerk [4.20]

Das aus dem Dampferzeuger kommende 320 bis 400 °C heiße Rauchgas durchströmt den meist auf keramischen, wabenförmig durchbrochenen Grundkörpern aufgebrachten Katalysator TiO2 (Weißpigment). Die gesamte Strömungsfläche und die Durchströmlänge sind hinreichend groß, um den Druckverlust minimal zu halten und die notwendige Reaktionszeit zu erzielen. Bild 4.33 zeigt Aufbau und Dimensionen des DeNOx-Blockes des 550 MW Dampfkraftwerkes in Karlsruhe [4.20]. Nach BIMSCH [4.21] darf in Deutschland derzeit die Stickoxidkonzentration 200 mg/m3 im Abgas nicht überschreiten.

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

4.6.2 Entstaubung Um die NOx-Bildung zu minimieren, wird die Verbrennungstemperatur durch Luftüberschuss relativ niedrig gehalten. Dadurch wird jedoch nur ein geringer Teil der Asche verschlackt. Die Schlacke findet im Straßenbau Verwendung. Der größte Ascheanteil liegt als Flugasche vor, die sich in der Bauindustrie als Beton-Zuschlagstoff verwenden lässt. In Großkraftwerken sind wegen den hohen Volumenströmen konventionelle Staubfilter auf Gewebebasis nicht sinnvoll. Wenig effektiv sind Zyklone für die feine Flugasche, deren Partikel im Durchmesserbereich um 1 ȝm zu erwarten sind. Durchgesetzt haben sich elektrostatisch arbeitende Abscheider (Elektrofilter). Die Entstaubung ist der DeNOx-Anlage nachgeschaltet. Die Partikel im Abgas durchlaufen nach Abkühlung im Verbrennungsluftvorwärmer oder einem anderen Wärmeverschiebesystem auf etwa 150 °C plattenförmige Elektroden, die hohe Potentialdifferenzen von 30 bis 80 kV aufweisen (Abscheidegassen). Über spitze Sprühelektroden treten Elektronen von der einen Platte zur anderen über, wobei sich die durchströmenden Staubpartikel negativ aufladen, sich Richtung Anode (Niederschlagselektrode) bewegen und dort ablagern. Der Stromfluss erreicht 0,2 bis 0,7 mA/m2. Eine mechanische Rüttelvorrichtung (Klopfwerk) entfernt den abgelagerten Staub (Bild 4.34). Die Abmessungen in einem 550 MWDampfkraftwerk [4.20] betragen 40 x 60 x 40 m3 mit einem Gewicht von 4200 t.

Bild 4.34: Elektrostatisch arbeitender Flugascheabscheider (Elektrofilter) [4.20]

Die Aschekonzentration im Rohgas beträgt etwa 6 g/m3. Die Staubabscheidung auf 50 mg/m3 im Normzustand entspricht einem Abscheidewirkungsgrad von über 99 %.

4.6.3 Rauchgasentschwefelungsanlage REA Stein- und Braunkohle haben einen gewissen Schwefelanteil, dessen Oxide sich in der feuchten Atmosphäre zu Schwefel- oder schweflige Säure umwandeln. Deshalb werden dem Rauchgas die Schwefelverbindungen entzogen. Unter mehreren Methoden ist das Research-CottrellVerfahren derzeit am verbreitetsten, Bild 4.35, weil bei relativ günstigen Betriebskosten ein wiederverwertbarer Gips entsteht.

4.6 Rauchgasreinigung

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Das Rauchgas wird mit Kalkmilch (CaCO3 bzw. 2Ca(HCO3)2 mit Wasser) besprüht und reagiert zur Gipsemulsion, die getrocknet wird. Der entstehende Gips ist hochwertig und findet als Baumaterial weite Verbreitung. Der Abscheidegrad von SOX beträgt über 90 %. Die wesentlichen Reaktionen sind: SO2 + CaCO3 ĺ CaSO3 + CO2

Gl. 4.29

Aus dem Kalziumsulfit CaSO3 wird mit Luftsauerstoff und Wasser Gips (CaSO4 · 2 H2O) erzeugt: 2 CaSO3 + 4 H2O + O2 ĺ 2 (CaSO4 · 2 H2O)

Gl. 4.30

Bild 4.35: Schema der Rauchgasentschwefelungsanlage [4.20]

Die Schritte der Rauchgasentschwefelung: x x x x x x x x x x

Abkühlen der Rauchgase (Wärmeverschiebung) Vorreinigen Absorption des gasförmigen SO2 in der Kalkmilch Chemische Bindung des gelösten SO2 zu CaSO3 Umwandlung dieses Zwischenprodukts zu CaSO4 Kristallisation des Sulfats zu Gips Filtration der Gipskristalle aus der Suspension und Trocknung Wiederaufheizung der gereinigten Rauchgase (mit Hilfe der Wärmeverschiebung) Endproduktbehandlung, Zwischenlagerung und Verwertung des Endprodukts Gips Wiederaufbereitung des Abwassers

Die Kalkmilchbehandlung kühlt das Rauchgas ab, so dass es wegen des fehlenden Auftriebs mittels eines Saugzugs durch den Kamin gedrückt werden muss. Sinnvoll sind Wärmeverschiebungssysteme, die das heiße Rauchgas nach der DeNOx-Anlage abkühlen und die Wärme dem Rauchgas wieder nach der REA vor dem Kamin zuführen, um die Kaminabströmung zu unterstützen.

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

4.6.4 CO2-Abtrennung und Sequestrierung Derzeit fördern die EU und mehrere Industriestaaten das CO2-freie Kohlekraftwerk. In Deutschland möchte die Vattenfall Europe AG schon Mitte 2008 ein weltweit erstes CO2freies Kohlekraftwerk im Pilotmaßstab in Betrieb nehmen [4.32]. Die Anlage nach dem Oxyfuel-Verfahren mit 30 MW wird am Standort Schwarze Pumpe realisiert. Die RWE AG plant für das Jahr 2014 ein kohlebefeuertes Großkraftwerk von 450 MW mit integrierter Kohlevergasung und nachgeschalteter CO2-Abtrennung und CO2-Speicherung [4.33]. Derzeit stehen folgende Verfahren der CO2-Abtrennung für Kraftwerke, die mit fossilen Energieträgern befeuert sind, in der Diskussion: a. b. c. d.

Rauchgaswäsche mit CO2-Lösungsmittel Adsorption Membran-Technik Oxyfuel-Technik

Zu a.: Die Lösungsmittel-Rauchgaswäsche zur Extraktion des CO2 wurde für die chemische und Öl-Industrie entwickelt und gehört nunmehr zum Stand der Technik. Oft werden Amine als Lösungsmittel genommen, meist Monoethanol-Amine MEA, jedoch werden weitere Amine für diesen Zweck entwickelt, um die Verluste und Degradationen zu reduzieren. Diese Amine absorbieren selektiv das CO2. Hierbei ist das Rauchgas zuerst abzukühlen und Partikel und sonstige Unreinheiten zu entfernen. Dieser Prozessschritt bietet sich also nach der Entschwefelungsanlage an. In einem Desorber werden die gesättigten Amine von ihrem CO2 wieder getrennt, indem die Temperatur auf ca. 120 °C erhöht und/oder der Druck reduziert wird. Dieses Verfahren erlaubt CO2 Reduktionen bis zu 98 % [4.34]. In den USA sind schon Kohlekraftwerke mit einem derartigen Verfahren ausgerüstet: Shady Point 320 MWel und Warrior Run 180 MWel. Ebenso das gasbefeuerte Kombi-Kraftwerk Bellingham Cogeneration Facility mit 320 MWel. Bei höheren CO2-Konzentrationen bzw. höheren Prozessdrücken bieten sich weitere Lösungsmittel wie Methanol, Propylenkarbonat etc. an. Zu b.: Einige Festkörper wie Zeolite und aktivierter Kohlenstoff können CO2 adsorbieren. Jedoch ist die Adsorptionskapazität und die Selektivität für CO2 gering, so dass diese Technik derzeit noch nicht für Kraftwerke als geeignet angesehen wird. Zu c.: Es sind Membranen bekannt, die über chemische oder physikalische Prozesse CO2 abtrennen können, in dem N2 und O2 bevorzugt durch die Membran passieren und CO2 zurückhält. Der Trenngrad ist derzeit noch zu erhöhen. Der Energiebedarf wird relativ hoch sein. Aber in kombinierten Gas-Dampfturbinen-Prozessen mit Trennung bei dem hohen Druck nach dem Kompressor von Gasturbinen könnte dieses Verfahren durchaus konkurrenzfähig werden, z.B. nach dem ALSTOM Konzept des Advanced Zero Emissions Power Plant AZEP [4.36]. Zu d.: Die Oxyfuel-Technik wird aktuell favorisiert, da sie am preiswertesten gilt. Vor der Verbrennung wird die Luft in N2 und O2 zerlegt. Die Verbrennung des fossile Energieträgers geschieht also mit reinem Sauerstoff, was neben den Verunreinigungen (Schwefel, Asche) reines CO2 und Wasserdampf erzeugt. Ebenso gibt es wegen des Fehlens des Stickstoffs praktisch kein NOx mehr, da der im Brennstoff gebundene Stickstoff vernachlässigbar ist. Das aus reinem CO2 (nach der Entstaubung, Entschwefelung bei Kohle und gegebenenfalls Trocknung, d.h. Wasserabscheidung) bestehende Rauchgas kann dann komprimiert und endgelagert werden. Zwar ist die Luftzerlegung aufwändig, doch wird diese schon bei Kohlevergasungsanlagen wie in dem Kombinations-Kraftwerk Puertollano [4.35] großtechnisch eingesetzt.

4.7 Kühlsystem

55

Die Verbrennungstemperatur mit reinem Sauerstoff ist für die Dampferzeuger zu hoch, so dass ein Teil des Abgases in den Brennraum zurückzuführen ist (Rezirkulierung, Bild 4.36).

Kohleaufbereitung

Kohle

Luftzerlegungsanlage Sauerstoff Stickstoff u.a.

Dampferzeuger

Bis zu ca. ¾ CO2 Gehalt

Rauchgasrückführung

Reinigung, Trocknung

SOX, H2O u.a.

CO2Verdichtung

Nahezu reines CO2

Bild 4.36: Vereinfachtes Fließschema der Oxyfuel-Technik

Das abgeschiedene CO2 muss sicher eingelagert werden, denn nur ein Bruchteil kann industriell genutzt werden. Hierzu bieten sich Salzstöcke, ausgebeutete Öl- und Erdgasfelder an. Das Eindrücken von CO2 in Ölfelder erhöht sogar den Ausbeutegrad des Erdöls. Weiterhin wird die CO2-Verpressung in tiefen Felsformationen untersucht. Es wird davon ausgegangen, dass sich dort CO2 langfristig zu festen Karbonaten umbildet. Ebenso kann CO2 in Ozeanen verpresst werden. In großen Tiefen von mehr als 3000 m lagert sich CO2 in flüssiger Form am Meeresboden an und kann dort langfristig biologisch umgewandelt werden.

4.7 Kühlsystem 4.7.1 Kondensator Der Turbinenabdampf muss verflüssigt werden, um den thermodynamischen Kreislauf zu schließen. Der Kondensator ist wegen des hohen Volumenstroms des kalten Abdampfes bei den geringen Drücken um 0,05 bar großvolumig und direkt unterhalb der Niederdruckturbine angeflanscht. Das Kühlwasser strömt rohrinnenseitig und der Dampf kondensiert außenseitig. Die Kühlrohranordnung sorgt für eine gute Dampfdurchströmung, Bild 4.37. Im Kondensator sammeln sich auch nichtkondensierbare Gase. Deshalb ist der Kondensator an seiner kältesten Stelle, wo der nichtkondensierende Gasanteil am höchsten ist, mit einer permanent arbeitenden Absaugung ausgerüstet. Ansonsten würden diese Gase den Kondensatordruck erhöhen und die Turbinenleistung erniedrigen.

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Bild 4.37: Schnitt durch Kondensator [4.22]

4.7.2 Kühltürme Ein tiefes Temperaturniveau im Kondensator ergibt eine große Enthalpiedifferenz für die Turbine, weshalb Flusswasserkühlung bevorzugt wird. Dies ist jedoch je nach behördlichen Vorschriften, basierend auf Grenzwerten für zulässige Temperaturerhöhung und Temperatur des Flusses, nicht immer zulässig. Abhilfe schaffen Kühltürme. Das im Kondensator erwärmte Kühlwasser strömt zum Kühlturm und wird dort rückgekühlt. Je nach Bauvorschriften kommen technisch unterschiedliche Kühltürme zum Einsatz. Bei den meisten neuen Großkraftwerken sind Kühltürme vorgeschrieben.

4.7.2.1 Nasskühlturm (Naturzug-Kühlturm) Das Rückkühlwasser wird auf unterschiedlichen Ebenen des Nasskühlturms versprüht und fließt über Einbauten, die die Oberfläche des Wasserflusses groß halten, in den Sumpf. Die Kühltürme sind unten für den Lufteintritt offen. Die Luft erwärmt sich an dem Rückkühlwasser und erhält damit seinen natürlichen Auftrieb. Beim Durchströmen des Kühlturmes belädt sich die Luft mit Wasser in Form von Dampf und Tröpfchen. Bei niedriger Außentemperatur wird der Taupunkt der gesättigten Luft am Austritt unterschritten, es bildet sich ein Nebelschwaden. Für die stabile Naturzugströmung ist ein günstiges Querschnitts/Höhen-Verhältnis zu wählen. Bei den notwendigen Kühlwärmeströmen großer Kraftwerke ergeben sich hohe Türme, die markante Landschaftspunkte darstellen. Das im Kühlturm nach unten rieselnde Kühlwasser wird durch die kältere Luft und durch die entzogene Verdunstungswärme (latente Verdampfungswärme) abgekühlt. Die Temperatur des Rückkühlwassers hängt von den Umgebungsbedingungen ab.

4.8 Turbinen

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4.7.2.2 Trockenkühlturm Werden die Auswirkungen eines Naturzug-Kühlturms nicht akzeptiert, kann ein Trockenkühlturm die technische Lösung sein. Das Rückkühlwasser steht nicht in direktem Kontakt mit der kühlenden Luft, sondern fließt in Wärmeübertragerrohren oder -platten. Die Luft tritt trocken aus dem Kühlturm. Der Naturzug muss i.A. für eine ausreichende Kühlung durch Gebläse unterstützt werden. Für Großkraftwerke sind Trockenkühltürme unwirtschaftlich.

4.7.2.3 Hybridkühlturm Hybridkühltürme sind eine technische Zwischenlösung beider vorgenannter Kühltürme. Im oberen Kühlturmbereich fließt das aus dem Kondensator kommende warme Wasser in Rohren und strömt erst im unteren Turmbereich frei aus. Damit kann der sich bildende Nebel am Kühlturmaustritt minimiert werden. Diese Kühltürme sind in dicht besiedelten Gebieten oder in Weinbaugegenden, wo die Abschattung durch Nebelschwaden aus Nasskühltürmen meist nicht toleriert wird, bevorzugt. Die Baugröße wird durch die erzwungene Luftströmung minimiert. Die Gebläse verursachen gewisse Betriebskosten.

4.8 Turbinen

Bild 4.38: Dampfturbogruppe mit einflutiger Hochdruckturbine 1, doppelflutiger Mitteldruckturbine 2 und zwei doppelflutigen Niederdruckturbinen 3,4 [4.24]

In den Turbinen entspannt sich der Frischdampf von ca. 200 bar, 550 °C auf Kondensatorzustand von beispielsweise 40 °C und zugehörigem Sättigungsdruck von 0,074 bar. Diese Dampfexpansion ist mit einer hohen Volumenzunahme verbunden. So ist das spezifische Volumen von Sattdampf bei 210 bar etwa v´´= 0,005 m3/kg und bei p = 0,074 bar mit v´´ = 19,55 m3/kg fast 4000fach größer. Entsprechend nehmen der Volumenstrom und der Platzbedarf der Strömung zu. Um größere Verluste durch Verdichtungsstöße zu vermeiden, wird die Strömungsgeschwindigkeit unter der Schallgeschwindigkeit gehalten. Allenfalls in den Kondensationsendstufen geht die Auslegung auch lokal auf Überschall. Da eine Vielzahl von Turbinen-

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

stufen für den Abbau des gesamten Enthalpiegefälles benötigt werden und der Volumenstrom enorm zunimmt, werden mehrere individuelle Turbine hintereinander und parallel geschaltet. Der Turbosatz moderner großer Dampfkraftwerke, siehe Bild 4.38, besteht aus der einflutigen Hochdruckturbine (Entspannung von pFd bis ca. 40 bar), einer oder zwei doppelflutigen Mitteldruckturbinen (ca. 40 bar bis ca. 7 bar) und bis zu vier doppelflutigen Niederdruckturbinen (Kondensationsturbinen; von ca. 7 bar bis Kondensationsdruck pS(TK) • bis 0,03 bar). Jede Turbine ist vielstufig und in einem separaten Gehäuse untergebracht. Alle sind durch eine gemeinsame Welle mit dem Generator verbunden. Die Turbinendrehzahl entspricht in Westeuropa mit 3000 U/min der Netzfrequenz von 50 Hz. In anderen Ländern wird mit 3600 U/min = 60 Hz gefahren. Die Leistungsänderung der Turbine erfolgt über das Wellendrehmoment. Die isentropen Wirkungsgrade Șs = ǻh/ǻhs von neuesten Turbinen übersteigen 90 % (Bild 4.39). Gerade die Effizienz der Beschaufelung in den Kondensationsstufen konnte durch neue zwei- und dreidimensionale Berechnungsmethoden gesteigert werden, so dass sich oft ein Austausch der alten Beschaufelung lohnt [4.23].

Bild 4.39: Polytroper Entspannungsverlauf in der Turbine im h,s-Diagramm

4.9 Pumpen

Bild 4.40: Mehrstufige Speisewasserpumpe, Topfbauweise [4.25]

4.10 Generatoren, Frequenzhaltung

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Die Speisewasserpumpe (Kreiselpumpe) wird durch eine Hilfsturbine angetrieben. Wird im Kraftwerk die Gleitdruckregelung gefahren, so ist die Pumpe drehzahlvariabel. Da die Speisewasserpumpe ein hohes Druckverhältnis leisten muss, sind mehrere radiale Pumpenstufen hintereinandergeschaltet, Bild 4.40. Sonstige Kraftwerkspumpen kommen mit einer Stufe aus.

4.10 Generatoren, Frequenzhaltung In Großkraftwerken kommen zur Drehstromerzeugung Synchrongeneratoren zum Einsatz, meist als Innenpolmaschinen. Das Magnetsystem auf dem Rotor dreht bei stehender Nutzwicklung Die hohe Leistung bedingt eine Kühlung, üblicherweise durch Luft, unterstützt durch auf dem Rotor montierte axiale Gebläsebeschaufelung. Der Läufer hat einen zweipoligen Feldmagneten, wenn der Generator mit Netzfrequenz dreht. Bei halber Netzfrequenz laufende Generatoren, die bei kleineren Blockheizkraftwerken üblich sind, hat der Generator doppelte Polpaarzahl (vierpolig). Die Generatoren sind zur Minimierung der Abnutzung und der Wartung meist mit bürstenloser Erregung konzipiert. Wegen den zu erwartenden schnellen Laständerungen ist der zuverlässigen Regelung auf eine konstante Ausgangsspannung besondere Beachtung zu schenken. Bild 4.41 zeigt eine Ansicht eines großen Kraftwerksgenerators [4.26].

1: 2: 3: 4: 5: 6: 7: 8:

Grundrahmen Gehäuse Ständerwicklung Läufer Läuferwicklung Erregung Kühlung Stromdurchführungen

Bild 4.41: Teilschnitt durch KraftwerksGenerator [4.26]

Gibt die Turbine eine höhere Leistung ab, so erhöht sich die Drehzahl nicht merklich, da der Synchrongenerator an der elektrischen Welle des gesamten Stromnetzes angeschlossen ist. Die Leistungsabgabe des Generators muss für drehzahlkonstanten Betrieb natürlich dem Verbrauch entsprechen. Ist dies nicht mehr der Fall, erhöht (zu geringer Stromverbrauch) oder verlangsamt (zu hoher Stromverbrauch) sich die Drehzahl. Einige Dampfkraftwerke sind neben anderen schnell regelbaren Kraftwerken (Gasturbinen, Pumpspeicherkraftwerke) im Netz für die Frequenzhaltung vorgesehen. Sie laufen im Teillast und können ihre Leistung in einer gewissen Bandbreite schnell ändern. Die Schnelligkeit der Drehzahländerung hängt von der Größe des Stromnetzes ab. Im westeuropäischen Netz beträgt die Frequenzschwankung nur etwa

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

± 0,1 Hz. Tendenziell wird an Wochenenden bei geringerem Stromverbrauch die Drehzahl leicht über 50 Hz gehalten und werktags eher unter 50 Hz.

4.11 Weitere Komponenten Die vorige Liste von wichtigen Kraftwerkskomponenten ist unvollständig. So spielt u.a. das gesamte Brennstoffhandling mit Kohleentladung, -lagerung, Kohletransport, Kohletrocknung, Kohlemühlen, -gebläse und der Kohlebrenner eine wichtige Rolle.

4.12 Leittechnik in Kraftwerken Die Leittechnik hat die einzelnen Kraftwerkssysteme zu steuern, zu regeln, Messwerte erfassen, überwachen sowie Betriebsfehler und Gefahren rechtzeitig zu signalisieren bzw. auszuschließen und im Störfall sichere Regeleingriffe zu veranlassen. Ziel ist eine hohe Anlagenverfügbarkeit, hohe Betriebssicherheit und Entlastung von Betriebspersonal. Der spezifische Personalbedarf von Großkraftwerken sinkt mit verbesserter Leittechnik und vor allem mit der Erhöhung der Blockleistung stetig. Seit Jahrzehnten ist bei Dampfkraftwerken die zentrale Blockwarte Stand der Technik. Der gewünschte Automatisierungsgrad, nicht zuletzt auch durch die vielen Nebenanlagen wie Rauchgasreinigung, bedingt in einem Dampfkraftwerk eine Vielzahl ferngesteuerter Antriebe. Die Leittechnik ist entsprechend aufwändig. Üblich ist die Kompaktwartentechnik mit einer 24-V-Steuerebene, wobei dezentrale, bussystemverbundene Prozessrechner und Mikroprozessoren für die Datenverarbeitung und Steuerung/Regelung eingesetzt sind. Mit der einhergehenden benutzerfreundlichen Darstellung betriebstechnischer Daten wird das Personal entlastet und Störfälle sind leicht lokalisierbar. Die schnelle Entwicklung der Leittechnik mit ihren technischen und wirtschaftlichen Vorteilen macht eine Umrüstung älterer Kraftwerke auf eine neue Leittechnik durchaus sinnvoll [4.27].

Bild 4.42: Leittechnikstruktur mit Mikroprozessoren [4.27]

4.13 Entwicklungen

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Bild 4.42 zeigt die Struktur einer modernen Kraftwerksleittechnik, die für alle Kraftwerkstypen ähnlich ist und in den folgende Kapiteln deshalb nicht mehr behandelt wird. Das Bedienpersonal ist von Routinearbeiten entlastet, da der reguläre Leistungsbetrieb, das An- und Abfahren entsprechend des Anlagenzustandes (Kalt-, Warm-, Heißstart) sowie der Gleitdruckbetrieb zur Frequenzstützung entsprechend den Empfehlungen der Deutschen Verbundgesellschaft DVG voll automatisiert werden kann [4.28]. Durch vorprogrammierte Kennlinienbegrenzungen kann bei vorhersehbaren gefährlichen Betriebsstörungen das Kraftwerk automatisch in einen betriebssicheren Zustand gefahren oder abgeschaltet werden. Die Leittechnik für sicherheitstechnisch relevante Einheiten wie Dampferzeuger sind in „FailSafe-Technik“ ausgeführt. Die Funktionen der Dampferzeuger-Sicherheitskette werden zweikanalig ausgeführt, wie im Kraftwerk Bexbach [4.28]. In jenem Kraftwerk werden rund 4.000 analoge und digitale Messwerte verarbeitet. Der installierte Prozessrechner hat verschiedene Aufgaben, die u.a. durch gesetzliche Vorgaben der kontinuierlichen Dokumentation, z.B. der Emissionswerte, über die der rein betriebstechnischen hinausgehen. Wesentliche Aufgaben sind: x Betriebszustandsanzeigen in der Blockwarte auf Bildschirmen und Hardcopygeräten, die Messwerte individuell oder gruppenweise anzeigen. x Ausgabe von Betriebsabläufen, Protokollen über Störungen, Bilanzen über gewisse Zeiteinheiten (Tages-, Monatsbilanzen), etc. x Ausgabe von Diagrammen x Langzeitüberwachung verschiedener Messwerte. Die Leittechnik (Bild 4.42) sieht eine Koppel- und Einzelleitebene über das Mikroprozessorsystem vor, was eine hohe Zuverlässigkeit verspricht. Die Gruppenleitebene ist redundant. Der Informationsaustausch zwischen den Automatisierungsgeräten der Gruppenleitebene erfolgt in der Kommunikationsebene über ein redundantes Anlagenbussystem. Zur Bedienung und Beobachtung in der Kraftwerkswarte (Prozessleitebene) sind Bildschirme mit Mikroprozessorsteuerungen vorgesehen. Die Bedienung erfolgt vom Bildschirm unterstützt. In der zentralen Blockwarte werden am Bedienpult sämtliche für den Betrieb erforderlichen Bedienfunktionen für die wesentlichen Komponenten wie Dampferzeuger, Turbogruppe und wichtige Nebenaggregate zusammengefasst. An den Wänden der Warte sind normalerweise die Sichttafeln mit integrierten Fließbildern und Anzeigen angebracht, die eine vollständige Überwachung der Betriebsabläufe des Kraftwerks sicherstellen. Meist sind auch Anfahr-, Nebenleit- oder Bedienstände separat vorhanden, die zum einen nur während des Anfahrvorgangs mitbedient bzw. beobachtet werden müssen und zum andern Einzelsteuerungen von Funktionsgruppen beinhalten, die im normalen Kraftwerks-Leistungsbetrieb nicht bedient werden müssen, wie z.B. für die Rauchgasreinigung, Speisewasser-Aufbereitung, Kühlturm-Wasseraufbereitung, Bekohlung, Be-/Entlüftung für Maschinen- und Kesselhaus etc. Weitere Tafeln veranschaulichen die Schalt- und Elektroanlagen des Blockes und die Verbindung zu den elektrischen Außenanlagen.

4.13 Entwicklungen Permanentes Entwicklungsziel sind Wirkungsgrad- und bei zentralen Kraftwerken meist auch Leistungssteigerungen. Die Wirkungsgrade der steinkohlenbefeuerten Dampfkraftwerke konnten in den letzten Jahren auf 45 % gesteigert werden. In Deutschland ging im Jahr 2003 das Braunkohle-Kraftwerk Niederaußem mit „optimierter Anlagentechnik“ BoA mit einer elektri-

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

schen Leistung von 965 MW und mit 43 % Wirkungsgrad in Betrieb. Dieses Kraftwerk ist unter Braunkohlen-Kraftwerken weltweit das größte und das mit dem höchsten Wirkungsgrad. Im Rahmen des deutschen Kraftwerkserneuerungsprogramms werden weitere neue Großkraftwerke die alten, kleineren Anlagen mit geringerem Wirkungsgrad ersetzen. So plant die RWE zwei neue BoA Braunkohlenkraftwerke mit je 1.100 MW und über 43 % Wirkungsgrad [4.33]. Vor der Inbetriebnahme des ersten neuen Kraftwerkes wird RWE sechs ältere Kraftwerke in Frimmersdorf mit je 150 MW stilllegen, die einen deutlich geringeren Wirkungsgrad aufweisen. Insofern gelten diese Kohlen-Kraftwerke als Maßnahme zur CO2-Reduzierung. Für Steinkohle-Kraftwerke werden Frischdampftemperaturen von 700 °C angestrebt. Hierzu sind die entsprechenden Stähle in Entwicklung. Mit geänderter Prozessführung bei dieser höheren Temperatur ist ein Wirkungsgrad von 50 % erreichbar. Die öffentliche Diskussion konzentriert sich derzeit auf den Klimaschutz, was bei der Energieversorgung im Wesentlichen auf die Minimierung der CO2-Emissionen hinausläuft. So wird derzeit in der Europäischen Union die Einführung von Emissionszertifikaten als Handelsgut als wesentliche Klimavorsorgemaßnahme gesehen. Zwar konzentriert sich die Energieforschung derzeit auf CO2-freie Kohlekraftwerke [4.29, 4.30, 4.31], jedoch sind diese noch in den ersten Entwicklungsstufen, siehe Abschnitt 4.6.4. Immer wieder ist der magnetohydrodynamische Generator (MHD-Generator) in der Diskussion, Bild 4.43. Bei dieser direkten Umwandlung von thermischer in elektrische Energie muss ein (teilweise) ionisiertes Gas senkrecht zu den Magnetfeldlinien durch ein Magnetfeld strömen. Zwischen den in der gleichen Ebene wie das Magnetfeld versetzt angeordneten Elektroden bewirken die Ionen eine elektrische Spannung. Die axiale Komponente des Vektorprodukts Stromdichte J mal Magnetfeld B erzeugt das nutzbare axiale elektrische Feld (Hall Feld) E. Mit zunehmender Temperatur ionisieren Gase. So bietet es sich an, durch eine Verbrennung bei hohem Druck die Verbrennungstemperatur auf ca. 3.000 K zu erhöhen, so dass die Abgase hinreichend ionisiert sind. Unter etwa 2.300 K ist der Ionisierungsgrad zu gering. Deshalb könnte für ein Dampfkraftwerk Kohlestaub bei höchster Temperatur verbrannt werden und das heiße Rauchgas in einer MHD-Generator Vorstufe bei Abgabe von elektrischer Energie auf ca. 2.500 K abgekühlt werden, bevor es den nachgeschalteten Dampferzeuger beheizt. Wirkungsgrade von über 50 % sollten dadurch erzielbar sein. Die Elektroden entlang des Strömungsweges des ionisierten Gases sind zu unterteilen, um den Stromfluss in Längsrichtung mit seinen hohen ohmschen Verlusten zu minimieren (Bild 4.43). Entsprechend ist die elektrische Verschaltung zu realisieren. Elektroden, Segmente Ax. Elektrisches Feld E

y z Gaseintritt

x

Geschwin -digkeit v Magnetfeld B

Gasaustritt

Elektrische Last

Bild 4.43: Prinzip des MHD-Generators

Literatur zu Kapitel 4

63

Literatur zu Kapitel 4 [4.1] W. Traupel, Thermische Strömungsmaschinen, 2 Bände, 4. Aufl., Springer Verlag, 2001 [4.2] H. Spliethoff, G. Abröll, Das 750-MW-Steinkohlekraftwerk Bexbach, VGB Kraftwerkstechnik, Heft 4, 1985, auch: ABB Druckschrift D KW 6209 92 D, 1992 [4.3] H. Netz, W. Wagner, Betriebshandbuch Wärme, 4. Aufl., Verlag Dr. Ingo Resch GmbH, Gräfelfing, 1996 [4.4] Verein Großkraftwerksbetreiber, VGB Richtlinien für Kesselspeisewasser, Kesselwasser und Dampf von Dampferzeugern über 68 bar zulässigem Betriebsüberdruck, 1988 [4.5] Technische Regeln Dampf TRD 611, Speisewasser und Kesselwasser von Dampferzeugern der Gruppe IV, 1994 [4.6] VdTÜV-Richtlinie für das Kreislaufwasser in Heißwasser- und Warmwasserheizungsanlagen (Industrie- und Fernwärmenetze, 1989 (VdTÜV/AGFW-Merkblatt) [4.7] PALL-Rochem, DT-Membranfiltration, Umkehrosmose System, Firmenprospekt PALL-ROCHEM Wassertechnik GmbH, Hamburg [4.8] J. Wasel-Nielen, N. Nix, Flußwasseraufbereitung durch Umkehrosmose mit NDWickelmodulen – Entscheidungskriterien und Versuchsergebnisse, VGB Kraftwerkstechnik 69, 369-372, 1989 [4.9] H. Weiler, H. Thiemann: Operating Experience with the Biggest Reverse Osmosis Plant in Eastern Germany, POWER-GEN 95 Europe, 16.-18.05.1995, Niederlande [4.10] H. Schlichting, K. Gersten, Grenzschicht-Theorie, 9. Aufl., Springer Verlag, 1997 [4.11] K. Kuderer, Inbetriebnahme der Zwangsdurchlaufverdampferstrecke und Visualisierung von Strömungsphänomenen, Studienarbeit Fachhochschule Offenburg, 1997 [4.12] K. Goldmann, H. Firstenberg, C. Lombardi, Burnout in Turbulent Flow – A Droplet Diffusion Model. Trans. ASME, Ser. C. , J. Heat Transfer 82, 1960 [4.13] Siemens, 94 PWR 118 KWU T12, J. Franke, R. Cossmann, H. Huschauer, BENSONDampferzeuger mit senkrechtberohrter Brennkammer – Praxisnaher Großversuch belegt Auslegungssicherheit, VGB Kraftwerkstechnik 75, Heft 4, 1995 [4.14] Fröling GmbH & Co., Öl/Gas Recitherm Kessel Dreizug-Flammrohr-Rauchrohrkessel mit Abgaswärmenutzung, Serie FH-NR, FH-KRK, Firmen-Produktinformation [4.15] R. Dolezal, Dampferzeugung, Springer Verlag (1985) [4.16] Babcock Lentjes Kraftwerkstechnik GmbH, Typenblatt Nr. 2009, KW GoldenbergWerk (J), 11/95, 1995 [4.17] M. Kehr, U. Gade, G. Gasteiger, J. Merz, 800-MW-Braunkohlekraftwerk Schwarze Pumpe, VGB Kraftwerkstechnik, 79. Jg., 1996 [4.18] Siemens, Benson Boilers for Maximum Cost-Effectiveness in Power Plants, A96001S90-A469-V1-7600, 2000 [4.19] H.-J. Thomas, Thermische Kraftanlagen, 2. Aufl., Springer-Verlag, Berlin, 1985 [4.20] Badenwerk AG, RDK 7 – umweltfreundliche Kohleverstromung, Fachbericht 88.1, 1988 [4.21] Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) mit Durchführungsverordnungen, Redaktion des Verlags C. H. Beck, dtv (neueste Ausgabe) [4.22] ABB Kraftwerke AG, Nachrüstmaßnahmen zur Wirkungsgradverbesserung fossilgefeuerter Kraftwerke, Druckschrift Nr. D KW 602590 D [4.23] Klaus Menny, Strömungsmaschinen, B.G. Teubner Verlag, 5. Aufl., 2006 [4.24] ABB, Die modulare Baureihe der ABB-Dampfturbinen mit Zwischenüberhitzung, ABB Kraftwerke AG, Publ. No. DKW 607393 D, 1993

64

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

[4.25] KSB Aktiengesellschaft, Centrifugal pump, Lexicon, 3rd edition, KSB Aktiengesellschaft, Frankenthal, 1990 [4.26] Siemens AG, TLRI-Generatoren für KraftwerkeSiemens Bestell-Nr. A96001-U17A456-V2, 2000 [4.27] V. Siegmund, Die Modernisierung der Leittechnik macht den Kraftwerksbetrieb wirtschaftlicher, Siemens Power Journal, 2/94, 1994 [4.28] H. Spliethoff, G. Abröll, Das 750-MW-Steinkohlekraftwerk Bexbach, VGB Kraftwerkstechnik, Heft 4, 1985 [4.29] U. Koss, State of the Art Gas Technologies for Zero Emission IGCC´s, Lurgi Engineering, Workshop on CO2 Separation, Use and Disposal, Frankfurt, 3. Juli 2002 [4.30] P. Dechamps, An EU Research Strategy for the Mitigation of CO2 Emissions, Workshop on CO2 Separation, Use and Disposal, Frankfurt, 3. Juli 2002 [4.31] W. Keppel, Auf dem Weg zum CO2-freien Kraftwerk, Brennstoff-Wärme-Kraft, Bd. 56, 2004 [4.32] www.vattenfall.de, 2007 [4.33] www.rwe.com, 2007 [4.34] International Energy Agency IEA, CO2 Capture at Power Stations and Other Major Point Sources – Zero Emissions Technologies for Fossil Fuels, 2003 [4.35] Siemens AG, Bereich KWU, The Puertollano Integrated Coal Gasification CombinedCycle (IGC-GUD“) Power Plant in Spain, Schrift A96001-U10-A292-X-7600, 1995 [4.36] D. Winkler, T. Griffin, M. Wolf, C. Appel und J. Mantzaras, Staged Catalytic Combustion Method for the Advanced Zero Emissions Gas Turbine Power Plant, ASME Turbo Expo, Vienna, Austria, Juni 2004

65

5 Kernkraftwerke Kernkraftwerke nutzen als Primärenergie die bei der Spaltung schwerer Atomkerne freiwerdende Energie, mit der ein Dampfkraftwerk betrieben wird. Nicht erst seit der ersten erfolgreichen kontrolliert ablaufenden, sich selbst erhaltenden Kernspaltung in einer Squash-Halle der Universität Chicago am 2.12.1942 unter der Leitung von Enrico Fermi versprach sich die Menschheit damit eine unversiegbare Energiequelle. In kürzester Zeit konnten verschiedene Kernkraftwerkstypen entwickelt werden, die alle bis dahin gebauten Kraftwerke in ihrer Leistung weit übertrafen. Fast zeitgleich wurden in der Bundesrepublik Deutschland und der damaligen Deutschen Demokratischen Republik im Jahre 1957 die ersten deutschen Versuchsreaktoren vollendet. Das erste marktnahe deutsche Kernkraftwerk zur Stromerzeugung wurde 1961 in Kahl mit 15 MWel eingeweiht. 1975 schon ging in Biblis das erste Kernkraftwerk mit einer elektrischen Leistungsabgabe von über 1200 MW in Betrieb. Dieses Kapitel strebt keine vollständige Wiedergabe aller möglichen Kernkraftwerkskonzepte an, sondern beschränkt sich auf die Erläuterung der für die Energiewirtschaft wichtigen Kernkraftwerkstypen. Während manche Länder ein Kernkraftwerksmoratorium beschlossen haben und keine neuen Kernkraftwerke mehr bauen oder bestehende sogar abschalten, setzen andere auf Zubau, um ihren wachsenden Energiebedarf mit zunehmendem Kernenergieanteil zu decken. Die Gründe für die unterschiedlichen Entscheidungen hängen von lokalen und nationalen gesellschaftspolitischen Gegebenheiten ab.

5.1 Kerntechnische Grundlagen Ohne auf kernphysikalische Details einzugehen, sind im Folgenden die Grundlagen des Spaltprozesses dargestellt, wie sie für das Verständnis des Reaktoraufbaus nötig sind. Eine umfassende Darstellung ist in [5.1] zu finden.

5.1.1 Kernreaktionen Das traditionelle Atommodell von Nils Bohr genügt zur qualitativen Erläuterung der Kernspaltung. Atomkerne bestehen aus positiv geladenen Protonen p+ sowie ladungsneutralen Neutronen n. Die Kerne sind von einer Elektronenhülle mit negativer Ladung umgeben. Bei chemischen Abläufen ist nur die Elektronenhülle beteiligt. Kernprozesse verändern demgegenüber den Atomkern. Modifikationen des Kerns wirken sich zwangsläufig auf die Elektronenhülle aus, doch sind letztere in ihrer energetischen Auswirkung vernachlässigbar. Kernreaktionen werden analog chemischen Gleichungen formuliert, wobei zusätzlich die Massenzahl A wichtig ist, um die Isotopen zu charakterisieren. So wird das Atom durch die tief gestellte Ordnungszahl Z, gleich der Protonenanzahl, seinem internationalen Kürzel und die hochgestellte Massenzahl A gekennzeichnet: 92U

235

bzw. U-235

Gl. 5.1

In der gewählten Schreibweise ist das Atom durch Elementkürzel und Ordnungszahl Z doppelt charakterisiert. Ebenso ist dieses Uranisotop durch Kürzel und Massenzahl, also U-235, eindeutig beschrieben.

66

5 Kernkraftwerke

Werden Stickstoffatome einem Strahl positiv geladener Protonen 1p1+ ausgesetzt, so kann der Stickstoffkern mit einem Proton verschmelzen, seine Kernladung erhöht sich und das Atom erhält eine höhere Ordnungszahl, womit sich ein Sauerstoffatom gebildet hat: 7N

14

+ 1p1+ o 8O15 + 'E

Gl. 5.2

Wie bei allen Bilanzgleichungen müssen auf beiden Seiten Masse, Ladung und Energie übereinstimmen. Obige Kernreaktion ist exotherm, d.h. der Energiegehalt des Sauerstoffisotops ist geringer als der der Ausgangsteilchen, so dass die Überschussenergie 'E > 0 freigesetzt wird. Elektronen e- sind in Kernbilanzgleichungen nicht aufgeführt, da diese Teil der Hülle sind und sich mit anderen Atomen der Umgebung austauschen. So ist in der Bilanzgleichung 5.2 die negative Ladung auf den beiden Seiten unterschiedlich. Korrekter ist: 7N

14

+ 1p1+ + e- o 8O15 + 'E

Gl. 5.3 n1

Ebenso lassen sich durch Bestrahlung mit Neutronen 0 neue Atome und Isotope generieren oder schwere Kerne spalten. Unterschiedliche Kernreaktionen sind bekannt, die teilweise über Zwischenschritte ablaufen können, bis ein hinreichend stabiles Atom entsteht. 8O

16

+ 0n1 o 7N16 + 1p1+ + e- + 'E

U238

92

+0

n1

o 94

Pu239

Gl. 5.4

+ 'E

Gl. 5.5

Kernspaltung von Uranisotop U-235: 92U

235

+ 0n1 o 2 kleine Atome + 2 bis 3 0n1 + 'E

Gl. 5.6 O17

zu seiner StabilisieGl. 5.4 beschreibt eine Reaktion, in der ein instabiler Zwischenkern 8 rung ein Proton (und ein Elektron) abgibt. In Reaktion Gl. 5.5 gibt es zunächst einen Zwischenkern 92U239, bis sich zwei Neutronen in je ein Proton 1p1+ und ein Elektron e- umwandeln, also streng genommen: 92U

238

+ 0n1 o 92U239 o 94Pu239 + 2 e- + 'E

Gl. 5.7

Die Elektronen verlassen den Kern mit einer so hohen kinetischen Energie, dass sie auch die Elektronenhülle verlassen. Es entsteht ein Elektronenstrahler, ß--Strahler genannt. Manche Bilanzgleichungen kennzeichnen die Strahlungsart: 92U

238

+ 0n1 o 94Pu239 + ß - + 'E

Gl. 5.8

Bei der Reaktion Gl. 5.6 kann der Zwischenkern 92U236 bei Aufnahme eines Neutrons so instabil werden, dass er in zwei kleinere Atome zerplatzt, wobei noch statistisch zwei bis drei Neutronen und Energie freiwerden. Diese Kernspaltung findet auch gelegentlich bei natürlich vorkommendem 92U235 statt, wobei das Spaltneutron dann natürlichen Ursprungs ist. Wenn sich leichte Atomkerne mit hinreichend großer kinetischer bzw. thermischer Energie treffen, können sie zu stabilen Kernen unter einer Netto-Energieabgabe 'E verschmelzen: 1H

2

+ 1H3 o 2He4 + 0n1 + 'E

Gl. 5.9

Das Beispiel Gl. 5.9 gibt die Verschmelzung der Wasserstoffisotopen Deuterium D = 1H2 und Tritium T = 1H3 zu Helium (Kernfusion) wieder. Beim radioaktiven Zerfall verändern sich instabile Kerne nach statistischen Regeln spontan ohne Zutun von außen. 84Po

218

o 82Pb214 + 2He4 + 'E

Gl. 5.10

5.1 Kerntechnische Grundlagen

67

Der Zerfall lässt sich, wenn von Eingriffen durch Bestrahlung mit Kernteilchen abgesehen wird, nicht beeinflussen. Der abgegebene He-Strom wird D-Strahlung genannt. Es gibt eine Vielzahl von Zerfallsreaktionen. So erhöht ein ß--Strahler die Ordnungszahl Z bei konstanter Massenzahl A (Gl. 5.8), ein D-Strahler erniedrigt die Ordnungszahl stufenweise um 2 und die Massenzahl in Inkrementen von 4 (Gl. 5.10). Ein Energieüberschuss wird oft durch J-Strahlung (Röntgenstrahlung) abgebaut, die weder Ordnungs- noch Massenzahl ändert. Die Schnelligkeit des radioaktiven Zerfalls wird durch die Halbwertszeit T1/2 beschrieben, nach der nur noch die Hälfte der ursprünglich vorhandenen zerfallbaren Masse oder Anzahl der betreffenden Atome übrig ist. Eine einfache Differentialgleichung beschreibt die Zerfallskinetik mit der Zerfallskonstante O und der vorhandenen Anzahl instabiler Kerne N: dN/dt = – O·N

Gl. 5.11

Je mehr instabile Kerne vorhanden sind, desto mehr Kerne werden in einem Zeitinkrement zerfallen. Die Lösung der Gl. 5.11 ist eine Exponentialfunktion mit N0 als Anfangszahl der zerfallenden Atome zur Zeit t = 0: N(t) = N0 exp(– O·t)

Gl. 5.12

Gemäß ihrer Definition ergibt sich die Halbwertszeit aus ½ N0 = N0 exp(-O·T1/2) zu T1/2 = ln(2)/O = 0,6931/O

Gl. 5.13 -

Wenn die schädliche Wirkung des zerfallenden Isotops durch D-, ß - oder J-Strahlungen interessieren, ist die gesamte Zerfallskette zu betrachten. Das erste Isotop kann über Zwischenstufen in ein weiteres oder mehrere instabile Isotope zerfallen, die wiederum Strahlungen emittieren. Dann ist die jeweilige individuelle, stoffspezifische Zerfallskonstante O der nachfolgenden radioaktiven Atomen zu berücksichtigen. Bei den natürlichen Radionukliden sind drei Ketten zu finden, die nach Elementen benannt sind, die am Anfang oder nahe dem Anfang der Zerfallskette stehen: Uran-, Aktinium- und Thorium-Reihe. Als Beispiel sei die Zerfallskette der Uran-Reihe aufgeführt [5.2]: U-238 o Th-234 o Pa-234 o U-234 o Th-230 o Ra-226 o Rn-222 o Po-218 o Pb-214 o Bi-214 o Tl-210 o Pb-210 o Bi-210 o Po-210 o Pb-206 (stabil)

Gl. 5.14

5.1.2 Energieumsatz bei Kernreaktionen Der Energieumsatz einer Kernreaktion ist über die für jedes Atom spezifische mittlere Bindungsenergie je Kernteilchen (Nukleon: Neutron oder Proton) im Kern bestimmbar. Bild 5.1 zeigt diese mittlere Bindungsenergie in der Einheit MeV (1 MeV = 106 eV = 1,602·10-13 J) als Funktion der Anzahl von Nukleonen (Atommassenzahl A). Kernprozesse, die zu einer höheren mittleren Bindungsenergie führen, setzen die Differenz der Bindungsenergien frei. Folgende Kernreaktionen sind nach Bild 5.1 exotherm: 1. Verschmelzung eines Nukleons mit einem Kern 2. Umwandlung instabiler Kerne in stabile Kerne mit höherer Bindungsenergie (radioaktiver Zerfall) 3. Verschmelzung sehr leichter Kerne 4. Spaltung sehr schwerer Kerne

68

5 Kernkraftwerke

Bild 5.1: Mittlere Bindungsenergie je Kernteilchen als Funktion der Atommassenzahl

Die Bindung eines Nukleons an einen Kern ist nur als Einzeleffekt zu realisieren. Da der radioaktive Zerfall nicht steuerbar ist, eignet er sich nicht zur großtechnischen Nutzung. Für besondere Anwendungen lässt sich damit durch thermoelektrische Konversion elektrische Energie erzeugen (Radionuklid-/Isotopenbatterie). Energieumsätze kerntechnischer Prozesse liegen im MeV-Bereich, während exotherme chemische Reaktionen im eV-Bereich um etwa 6 Größenordnungen pro Reaktionspartner weitaus geringer sind. An der technisch nutzbaren Fusion kleiner Kerne wird in vielen Staaten und in multinationalen Projekten gearbeitet. Besonders lohnend ist die Fusion zum sehr stabilen 2He4, das mit 7 MeV je Nukleon für seine geringe Atommasse eine herausragende mittlere Bindungsenergie aufweist. Mit den Reaktanden Deuterium und Tritium ist die spezifische Energiefreisetzung mit 3,5 MeV/Nukleon am höchsten (Gl. 5.9). Leichte Kerne müssen sich mit hoher Eigenenergie treffen, um zu verschmelzen. Erreicht wird dies für Einzelreaktionen durch Teilchenbeschleuniger. Für die gewünschte großtechnische Kettenreaktion muss die „Zündtemperatur“ um 108 Kelvin erreicht werden. Die lokale Erzeugung derart hoher Temperaturen ist gelungen, jedoch ist deren langfristige Beherrschung in technischen Strukturen für eine sich erhaltende Fusionsreaktion noch ein ungelöstes Problem. In der Energietechnik wird derzeit die durch Neutronen hervorgerufene Kernspaltung genutzt. Da eine Spaltung großer Kerne wieder Neutronen freisetzt (Gl. 5.6), ist eine sich selbst erhaltende Kettenreaktion möglich. Die entstehenden Spaltprodukte, zwei kleinere Atome, haben eine höhere mittlere Bindungsenergie als der gespaltene schwere Kern, die Spaltung ist also exotherm. Die Spaltprodukte sind statistisch verteilt, wobei bei der Spaltung von 92U235 Massenzahlen um 95 und 140 am häufigsten sind. Bild 5.2 zeigt die höckerförmige Verteilung der Spaltprodukte des mit thermischen Neutronen bzw. schnellen Neutronen gespaltenen 92U235. Ganz ähnliche Verteilungen ergeben sich für andere Kernbrennstoffe, wobei die Energie der Spaltneutronen noch einen gewissen Einfluss hat [5.2]. Die mittlere Bindungsenergie der Spaltprodukte (Bruchstücke) ist, wie aus Bild 5.1 ersichtlich, um ca. 0,8 bzw. 1,0 MeV pro Nukleon höher als beim 92U235. Bei der Spaltung wird also pro Kernteilchen um 0,9 MeV gewonnen, was bei den 235 Nukleonen des 92U235 etwas über 200 MeV pro Spaltung freisetzt. Ein Teil der Energie wird als „Nachwärme“ beim nachfolgenden radioaktiven Zerfall der Bruchstücke zu stabilen Atomen freigesetzt. Diese Nachwärme ist bei

5.1 Kerntechnische Grundlagen

69

den zu lagernden abgebrannten Kernbrennstoffen zu beachten. Tabelle 5.1 listet die auf die einzelnen Spalt- und Reaktionsprodukte entfallenden Energieanteile für 92U235 auf. Da die Spaltprodukte eine statistische Verteilung aufweisen, Bild 5.2, variiert die Energiefreisetzung entsprechend den entstandenen Atomen.

Bild 5.2: Verteilung von Spaltprodukten des gespaltenen 92U235 Gespalten durch: Thermische Neutronen ––––– 14 MeV-Neutronen

–––

Tabelle 5.1: Energiefreisetzung bei der Spaltung von 92U235

Reaktionsprodukte

Energie

Zeitpunkt

Reichweite

Spaltprodukte, 2 Atome

167 MeV

prompt

unter 1 mm

Neutronen

5 MeV

größtenteils prompt

einige dm

E--Teilchen

8 MeV

verzögert, aus Spaltprodukten

mm bis cm

J-Strahlung

12 MeV

prompt und verzögert

dm bis m

Neutrinos

12 MeV

Gesamt

204 MeV ± 11 MeV

gegen unendlich

Die Energie liegt, von Neutrinos und J-Strahlung abgesehen, zunächst in kinetischer Form der Teilchen vor. Durch deren Abbremsung im umgebenden Reaktorstrukturmaterial entsteht Wärme. J-Strahlung hat eine große Reichweite, so dass deren Energie teilweise erst im biologischen Schild des Reaktors absorbiert wird und sich der Nutzung entzieht. Mehr als 5 % der freigesetzten Energie wird von Neutrinos, die praktisch keine Wechselwirkung mit Materie haben, aufgenommen und ungenutzt abgeführt. Es kann pro Spaltung etwa H = 192 MeV genutzt werden. In einem Gramm sind NL/235 = 2,56·1021 Atome 92U235 enthalten (Avogadrobzw. Loschmidt-Zahl NL = 6,02 · 1023/gMol). Also setzt die vollständige Spaltung von 1 g die folgende Energie frei: Eg U235)= 2,56 ·1021 ·192 MeV ·1,602 ·10-13 J/MeV = 7,88 ·10+10 J = 7,88 ·10+10 Ws = 21,5 ·103 kWh = 0,913 MWd1 U235

Gl. 5.15

setzt eine thermische Energie von nahezu eiMerkregel: Die Spaltung eines Gramms 92 nem Megawatttag frei. Andere Kernbrennstoffe haben vergleichbare Werte. Allerdings wird diese Wärme nicht vollständig am Ort und im Zeitpunkt der Spaltung freigesetzt, sondern entsprechend der Reichweite der Produkte in einem gewissen Raum um den Spaltort und ge1 MWd = MWTag = 24 MWh

70

5 Kernkraftwerke

mäß den Zerfallsreihen in zeitlicher Abstufung. Diese Nachwärme wirkt bei abgebrannten und dem Reaktor entnommenen Brennelementen nach. Ein modernes Kernkraftwerk mit 1000 MW elektrischer Leistung und 33 % Gesamtwirkungsgrad benötigt 3000 MW thermische Leistung, hat also etwa einen Verbrauch von 3 kg des starken Kernbrennstoffes 92U235 pro Tag oder etwa eine Tonne pro Jahr.

5.1.3 Thermische und schnelle Neutronen Wie aus Bild 5.1 ersichtlich, weist die mittlere Bindungsenergie der Nukleonen ein Maximum auf. Geringere Bindungsenergien bei schweren Kernen bedeuten auch geringere Stabilität. Dies rührt aus der kerninneren elektrostatischen Abstoßung der positiv geladenen Protonen her. Werden sehr schweren Kernen zusätzliche Energien zugeführt, so können diese so instabil werden, dass sie zerfallen. Diese Energieaufnahme kann durch Beschuss des Kernes mit verschiedenen Teilchen erzielt werden, am leichtesten mit Neutronen. Die in Tabelle 5.2 aufgezählten schweren Kerne benötigen unterschiedliche Anregungsenergien, um sich zu spalten. Wenn ein Neutron im Kern aufgenommen wird, wird die Bindungsenergie von etwa 1 MeV frei. Diese Energiefreisetzung im Kern genügt schon bei einigen sehr großen Kernen, um die Spaltung auszulösen. Teilweise bedarf es noch einer zusätzlichen kinetischen Energie des Neutrons, die in Tabelle 5.2 gelistet ist. Tabelle 5.2: Notwendige Neutronenenergie zur Spaltung schwerer Kerne Kern Neutronenenergie/MeV

232 90Th

233 92U

234 92U

235 92U

236 92U

238 92U

1,3

0

0,4

0

0,8

1,2

93Np

237

0,4

94Pu

0

239

94Pu

241

0

Bei der Aufnahme eines Neutrons in einem Kern entsteht für kurze Zeit vor dem Zerfall ein Zwischenkern mit gleicher Protonenzahl und einer um eins erhöhten Massenzahl: 92U

235

+ 0n1 o 92U236 o 2 kleinere Atome + 2 – 3 0n1 + 'E

Gl. 5.16

Die Spaltung über Zwischenkerne mit gerader Protonen- und Neutronenzahl bzw. Massenzahl A kommt mit der freiwerdenden Bindungsenergie des Neutrons aus, ohne zusätzliche kinetische Energie. Die durch langsame Neutronen (thermische Neutronen) spaltbaren Kerne wie 235 werden „starke Kernbrennstoffe“ genannt, die anderen, die schnelle Neutronen benöti92U gen, „schwache Kernbrennstoffe“, wie 92U238. Gebräuchlich sind zur Unterscheidung der beiden Kernbrennstofftypen auch die weniger exakten Begriffe „Spaltstoff“ und „Brutstoff“. Die Anzahl der bei einer Spaltung entstehenden Neutronen unterliegt einer statistischen Verteilung. Am häufigsten bilden sich 2 oder 3 Neutronen. Sie werden während des Zerfallsprozesses mit einer gewissen kinetischen Energieverteilung emittiert, wobei die Energie der Spaltneutronen im Mittel insgesamt etwa 5 MeV pro Spaltung 92U235 beträgt. Die einzelnen Neutronen können unterschiedlich Energien mitbekommen, deren Energieverteilung durch eine Maxwell-Verteilung mathematisch beschreibbar ist. Bei der 92U235–Spaltung liegt das Häufigkeitsmaximum um 0,8 MeV und fällt stetig, so dass Neutronen mit über 10 MeV wenig wahrscheinlich sind. Neutronen können verschiedene Kernreaktionen ausführen: x Elastische und unelastische Streuung an Kernen x Absorption von Kernen (Neutroneneinfang) ohne Spaltungsauslösung x Spaltung

5.1 Kerntechnische Grundlagen

71

Welche Art der Reaktion bei einer Neutronenkollision mit einem Kern stattfindet, hängt von der kinetischen Energie der Neutronen ab, welcher Kern getroffen wurde, in welchem Energiezustand der Kern ist und welche wirksame Fläche der Kern dem Neutron anbietet. Falls ein ruhender Kern einem differentiellen Neutronenfluss ) (Anzahl von Neutronen pro Flächenund Zeiteinheit) ausgesetzt wird, der senkrecht auf den Kernquerschnitt V trifft, so werden R1 Reaktionen pro Zeiteinheit stattfinden (Reaktionsfrequenz): R1 = V ) ; Einheit s-1

Gl. 5.17

Ebenso lässt sich die Anzahl R2 der Reaktionen pro Zeit- und Volumeneinheit mit N der Teilchenzahldichte (Anzahl von Atomkernen pro Volumeneinheit) ermitteln: R2 = N V ) ; Einheit m-3s-1

Gl. 5.18

V wird mikroskopischer Wirkungsquerschnitt genannt und hat die Dimension einer Fläche. Es ist üblich, die Einheit barn = 10-28 m2 zu benutzen. Der Wirkungsquerschnitt ist für eine betreffende Kernreaktion eine kernspezifische Kenngröße, die keine geometrische Kernabmessung ist, sondern ein Maß für die Wahrscheinlichkeit der Reaktion. Ein großer Wirkungsquerschnitt V bedeutet eine hohe Reaktionswahrscheinlichkeit. Es gibt also für die uns interessierenden oben gelisteten Kernreaktionen mit Neutronen verschiedene Wirkungsquerschnitte, d.h. Vel für die elastische und Vin für die inelastische Neutronenstreuung, Va für die Neutronenabsorption, Vf für die Kernspaltung durch Neutronen (f Fission). Die Wirkungsquerschnitte eines spezifischen Kerns sind nicht konstant, sondern von der Neutronengeschwindigkeit v bzw. von deren kinetischer Energie ½ v2 abhängig, also V = V(½ v2). Bild 5.3 zeigt den Verlauf der Kernspaltungs-Wirkungsquerschnitte für die starken Kernbrennstoffe 92U235, 94Pu239 und des schwachen Kernbrennstoffs 92U238 über der Neutronenenergie. Die höchste Spaltwahrscheinlichkeit mit Vf | 1000 barn bei den starken Kernbrennstoffen zeigen langsame Neutronen, während erst sehr schnelle Neutronen mit einer Energie im MeV-Bereich nennenswerte, jedoch deutlich geringere Spaltquerschnitte mit Vf | 1 barn bei schwachen Kernbrennstoffen aufweisen. Zwischen der Neutronenenergie 10 und 1000 eV zeigt sich bei starken Kernbrennstoffen ein Resonanzbereich in der Wechselwirkung zwischen Kern und Neutron. Für die gekoppelte kernphysikalische- und strömungstechnische Reaktorauslegung sind ebenso die Absorptions- und Streuquerschnitte der Strukturmaterialien wie das Brennstabhüllrohr und des Wärmeträgerfluids sowie die räumliche Anordnung der Brennstäbe von entscheidender Bedeutung. Eine Darstellung der Auslegungsgrundlagen ist in [5.1] zu finden. Bei der Spaltung von Kernbrennstoffen werden im Mittel zwischen Ȟ = 2 und 3 Neutronen freigesetzt. Diese können wieder Spaltungen und damit eine Kettenspaltreaktion auslösen. Im gesamten Reaktorbehälter muss zur Kettenreaktion die Neutronenproduktion mindestens gleich der Summe aus den Neutronenleckagen über die Reaktoraußenhüllfläche und der Neutronenabsorption im Reaktorvolumen sein. Ist die Neutronenproduktion gleich den Neutronenverlusten (Leckage und Absorption), wird von einem „kritischen Reaktor“ gesprochen, der einen konstanten Neutronenfluss und damit eine stationäre Leistungsabgabe aufweist.

72

5 Kernkraftwerke

U-235 U-238 -------- Pu-239

Bild 5.3:

Verlauf der Kernspaltungs-Wirkungsquerschnitte für nenenergie [5.2]

235 239 , 92U238 92U , 94Pu

über der Neutro-

Der effektive Multiplikationsfaktor ke für alle Neutronen im gesamten Reaktorvolumen V ist definiert zu: ke = Q ³ N Vf ) dV / {³ N Va ) dV +³ L dA} V

V

Gl. 5.19

A

= Neutronenproduktion / Neutronenverluste Ȟ ist die mittlere Zahl von Spaltungsneutronen und L ein Maß für die Neutronenleckage pro Flächeneinheit. Die Neutronen werden durch Spaltungen produziert. Neutronenverluste ergeben sich aus Neutronenabsorptionen an Atomen im gesamten Reaktorvolumen V und durch Neutronenleckagen über die Reaktoraußenfläche A. Die Anzahl von Neutronen bleibt durch Streureaktionen unverändert. Ein weiteres Maß für die Neutronenbilanz ist die Reaktivität UR: UR = (ke – 1) / ke

Gl. 5.20

Bei ke = 1 bzw. UR = 0 ist der Neutronenfluss stationär, der Reaktor ist kritisch. Bei ke < 1 bzw. UR < 0 nimmt der Neutronenfluss zeitlich ab, der Reaktor ist unterkritisch. Bei ke > 1 bzw. UR > 0 steigt der Neutronenfluss mit der Zeit, der Reaktor ist überkritisch.

5.1.4 Moderation der Neutronen Die bei einer Spaltung entstehenden Neutronen haben eine Gesamtenergie von etwa 5 MeV, die einzelnen Neutronen also über 1 MeV. Bild 5.3 zeigt, dass der Spaltquerschnitt bei derart schnellen Neutronen gering ist. Langsame Neutronen ergeben höhere Spaltwahrscheinlichkeiten, weshalb die Neutronen abzubremsen sind. Die Abbremsung erfolgt, wenn keine Absorption des Neutrons erfolgt, analog den mechanischen Stoßgesetzen. So kann ein gleichschweres Teilchen als Partner bei einem zentralen Stoß die gesamte Energie aufnehmen. Wasserstoff 1 1H mit der gleichen Massenzahl wie ein Neutron verspricht die beste Energieübertragung. Mit wenigen Stößen kann das Neutron seine Energie abgeben. Deshalb wird dieses kleinste Atom zur Abbremsung der Neutronen in Leichtwasserreaktoren benutzt. Die Abbremsung der Neutronen wird „Moderation“ genannt. Wegen seiner geringen Dichte ist gasförmiger Wasserstoff

5.1 Kerntechnische Grundlagen

73

als Moderator nicht brauchbar. Es wird vielmehr in flüssiger, gebundener Form als Wasser H2O eingesetzt. Dies hat den zusätzlichen Vorteil, dass dieser Moderator gleichzeitig als Wärmeträgerfluid genutzt werden kann. Größere Moderatorkerne bedingen mehr Stöße, bis das Neutron seine kinetische Energie abgegeben hat. Moderatoren dürfen nur eine geringe Neutronenabsorption (Va sehr klein) aufweisen und sollen keine Kernreaktionen ausführen, die ihre Eigenschaft ändern. Wasserstoff 1H1 zeigt eine gewisse Neutronenabsorption mit Umwandlung zu Deuterium 1H2: 1H

1

+ 0n1 o 1H2

Gl. 5.21

Deuterium ist zwar wegen seiner doppelten Masse ein etwas schlechterer Stoßpartner, jedoch hat es einen deutlich geringeren Absorptionsquerschnitt Va, da die Reaktion zu Tritium wenig wahrscheinlich ist: 1H

2

+ 0n1 o 1H3

Gl. 5.22

Bei der Neutronenbilanz schneidet Deuterium D als Moderator besser als Wasserstoff ab. Reaktoren mit schwerem Wasser D2O heißen „Schwerwasserreaktoren”, im Gegensatz zu den „Leichtwasserreaktoren”. Schwerwasserreaktoren kommen wegen dieser geringeren Neutronenabsorption mit einer geringeren Anreicherung des Brennstoffs mit starkem Kernbrennstoff aus, es kann sogar Natururan mit nur 0,7 Gew.-% 92U235 eingesetzt werden. Andere Reaktorkonzepte trennen Moderation und Kühlung. Bei gasgekühlten Reaktoren trägt das Wärmeträgergas wegen seiner geringen Dichte zur Neutronenmoderation wenig bei, weshalb ein separater Moderator nötig ist. Ebenso gibt es wassergekühlte Reaktoren mit Feststoffmoderator. Bei letzterem sind die Freiheitsgrade der Auslegung größer, da die kerntechnischen und strömungs-/wärmetechnischen Beziehungen weitgehend entkoppelt werden. Für diese Reaktoren hat sich Kohlenstoff in Form von Graphit als Moderator bewährt. Die Neutronen können bis auf die Energie ihrer thermischen Eigenbewegung abgebremst werden, sie werden dann als „thermische Neutronen“ bezeichnet. Reaktoren, bei denen die Spaltung durch die langsamen thermischen Neutronen dominiert wird, heißen „Thermische Reaktoren“. Die Reaktorleistung wird über den Neutronenfluss geregelt. Zur Kurzzeitregelung werden Neutronenabsorberstäbe (Steuerstäbe) zwischen die Brennstäbe eingefahren. Die Langzeitregelung geschieht über die Zugabe von Absorbern in das Kühlmedium oder über spezielle Absorberstäbe. Das Element Bor ist ein effizienter Neutronenabsorber, das in Form geeigneter chemischer Verbindungen (Borsäure) verwendet wird.

5.1.5 Brutprozesse Schwache Kernbrennstoffe wie 92U238 sind nur durch sehr schnelle Neutronen und mit geringer Wahrscheinlichkeit spaltbar. Höher ist für 92U238 die Wahrscheinlichkeit, das Neutron gemäß Reaktion Gl. 5.5 zu absorbieren und sich in den starken Kernbrennstoff Plutonium 239 oder Pu241 umzuwandeln. Folgende Reaktionskette ist nachgewiesen, wenn 3 Neut94Pu 94 ronen n1, n2, n3 sukzessive absorbiert werden: 92U

238

+ n1 o 92U239 o 93Np239 + E- o 94Pu239 + E- + n2 o 94Pu24° + n3 o 94Pu241 Gl. 5.23

Auch Thorium 90Th232 wandelt sich durch schnelle Neutronen in den starken Kernbrennstoff 233 um. Die Umwandlung in einen starken Kernbrennstoff wird als „Brüten“ bezeichnet. 92U Da dies mit schnellen Neutronen um 1 MeV stattfindet, heißen die entsprechenden Reaktoren

74

5 Kernkraftwerke

„Schnelle Brüter“. Bei diesen Reaktortypen ist eine Moderation der Neutronen nicht erwünscht, so dass Wasser als Wärmeträger nicht verwendbar ist. Es werden deshalb das Gas Helium oder flüssiges Natrium verwendet, die nur wenig moderieren und geringe Absorptionsquerschnitte aufweisen. Da die Spaltquerschnitte der Kernbrennstoffe bei schnellen Neutronen gering sind, müssen frische Brennstäbe eine relativ hohe Anreicherung aufweisen, um die Kettenreaktion zu ermöglichen. Der Anteil der starken Kernbrennstoffe steigt dann mit zunehmender Betriebsdauer durch die Brutprozesse an. Die Brennstäbe können allerdings nur eine begrenzte Zeit im Reaktor betrieben werden, da die radioaktiven Spaltprodukte, teilweise Gase, den Druck in der Brennstabhülle ansteigen lassen und das Hüllmaterial langfristig Schaden nimmt. Deshalb müssen die Brennstäbe mit den erbrüteten starken Kernbrennstoffen wiederaufbereitet werden. Die Konversionsrate CR ist Maß für die Brutrate: CR =

Anzahl erbrüteter starker Brennstoffkerne Anzahl zerstörter starker Brennstoffkerne

Gl. 5.24

Die Anzahl starker Kernbrennstoffkerne wird durch Spaltung, manchmal auch durch andere Kernreaktionen ohne Spaltung, wie Neutronenabsorption, verkleinert. Bei CR > 1 wird von Brutreaktoren gesprochen. Brutprozesse laufen auch in thermischen Reaktoren ab, da die Spaltungsneutronen zunächst eine hohe kinetische Energie haben und der Kernbrennstoff einen hohen Brutstoffanteil 92U238 aufweist. Allerdings ist wegen der Moderation und der stattfindenden Spaltung des erbrüteten Plutoniums bei jenen Reaktoren CR < 1.

5.1.6 Kernbrennstoffe Der einzige in der Natur2 vorkommende starke Kernbrennstoff ist 92U235. Natururan ist ein Isotopengemisch aus 99,289 Gewichtsprozent schwachen Kernbrennstoffs 92U238 und 0,711 Gewichtsprozent 92U235. Während die mit Schwerwasser moderierte Reaktorlinie CANDU3 mit Natururan Kritikalität erzielt, benötigen die am weitesten verbreiteten Leichtwasserreaktoren einen höheren Anteil 92U235, d.h. das Uran wird auf ca. 3 bis 4,5 Gew.-% 92U235 „angereichert”. Metallisches Uran als Brennstoff scheidet wegen zu großer Anschwellung durch die Spaltungsvorgänge und die heftige Reaktion bei Kontakt mit dem 300 °C heissen Wasser im Falle eines Hüllrohrschadens aus. Deshalb wird Urandioxid UO2 in gesinterter Form benutzt, das über lange Zeit bei hoher Temperatur stabil bleibt, ohne große Volumenzunahme viel Spaltprodukte aufnimmt und nicht mit Wasser reagiert. Die metallischen Brennstabhüllrohre, die an ihren Enden hermetisch mit einem Stopfen verschweißt sind, sind mit diesen UO2Tabletten (Pellets) von knapp 10 mm Durchmesser und etwa 10 mm Höhe gefüllt. Die Tabletten sind an den Stirnseiten leicht konkav ausgenommen (Dishing), um gewissen Raum für die thermische Verformung in dieser wärmsten Zentralzone zu lassen. Zwischen Hüllrohr und Tablettenstapel muss – trotz des dadurch verursachten schlechteren Wärmeflusses – ein Spalt gelassen werden, um das Anschwellen des Brennstoffes mit zunehmendem Abbrand ohne Spannungserhöhung zuzulassen. Bild 5.4 zeigt den schematischen Aufbau eines Brennstabes im Schnitt.

2

Es sind in der Erdkruste geringste Spuren von natürlichem Plutonium nachgewiesen worden [5.4].

3 CANada Deuterium Uranium

5.1 Kerntechnische Grundlagen

75

Bild 5.4: Aufbau eines Brennstabs

Schon nach relativ kurzer Zeit werden die Pellets durch die hohen Temperaturgradienten rissig (Bild 5.5). Bei zunehmendem Abbrand können die gasförmigen Spaltprodukt einen Zentralkanal (Bild 5.6) bilden [5.4].

Bild 5.5: Rissstruktur eines bestrahlten UO2-Pellets (links)

Bild 5.6: Hoch bestrahltes UO2-Pellet mit Zentralkanal

Ein geringer Teil des 92U238 wird durch sehr schnelle Neutronen gespalten und ein anderer Teil durch Neutroneneinfang in den starken Kernbrennstoff 94Pu239 umgewandelt4, der dann am Spaltprozess durch thermische Neutronen teilnimmt. Bei der Wiederaufbereitung wird dieses Plutonium extrahiert und als Kernbrennstoff aufbereitet. Aus diesem Grunde und weil für militärische Zwecke erbrütetes Plutonium nun für friedliche Zwecke verfügbar ist, bestehen heutige Brennstoffe meist aus Mischoxiden UO2 und PuO2. Brennstäbe bzw. ganze Brennelemente müssen nach einer gewissen Zeit im Reaktor ausgetauscht werden, um eine Beschädigung des Hüllrohrs durch zunehmende Materialversprödung (Strahlungsschäden), Innendruck und Anschwellen des Brennstoffes zu vermeiden. Ebenso bilden sich unerwünschte Spaltprodukte, die als Neutronenabsorber wirken. Ein Maß für die Standzeit eines Brennstabes ist sein Abbrand a, der unterschiedlich definiert sein kann.

4

Es lassen sich noch weitere Kernreaktionen nachweisen, die jedoch seltener sind.

76

5 Kernkraftwerke aM =

Verbrauchte Kernbrennstoffmasse Ursprünglich vorhandene Kernbrennstoffmasse

aE =

Erzeugte Energie durch Spaltung Ursprünglich vorhandene Kernbrennstoffmasse

Gl. 5.25

oder MWd / t

Gl. 5.26

Bei Spaltung von 1 g starker Kernbrennstoff wird die Energie von etwa 0,913 MWd freigesetzt. Damit: aE / aM = 0,913 · 106 MWd/t

Gl. 5.27

Der zulässige mittlere Abbrand in Leichtwasserreaktoren beträgt bei dem hohen technischen Stand der Brennstäbe derzeit im Mittel etwa 40 bis 50 und im maximalen Fall 80 MWd pro kgBSt [5.9]. Der Abbrand hängt wegen des ungleichförmigen Neutronenflusses von der Position des Brennstabes im Reaktor ab. Trotz Brennelementmanagement ergeben sich so unterschiedliche Abbrände in einzelnen Brennstäben. Die nutzbare Wärmeenergie geht über die Spaltenergie des starken Kernbrennstoffs in den neuen Brennstäben hinaus, da die ursprüngliche Anreicherung der Brennstäbe ca. 3 bis 4,5 %, d.h. 30 g bis 45 g pro kgBSt beträgt und somit knapp 30 bis 45 MWd/kgBSt freigesetzt werden könnte. Die höhere Energiefreisetzung resultiert aus der Spaltung des erbrüteten starken Brennstoffs und der gelegentlichen Spaltung von schwachem Kernbrennstoff durch schnelle Neutronen.

5.1.7 Selbstregelverhalten, inhärente Sicherheit Da menschliches und technisches Versagen nicht auszuschließen sind, wird vom Reaktor eine inhärente Sicherheit gefordert, d.h. der Reaktor soll bei einem Störfäll ohne menschliche oder technische Regeleingriffe selbsttätig zu einem ungefährlichen Zustand kommen. Wenn es sicherheitstechnisch zu dem größten denkbaren technischen Störfall, also zu einem Ausfall einer Hauptkühlmittelzufuhr kommen sollte (GAU: größter anzunehmender Unfall), wird das Wasser im Reaktorkern verdampfen. Damit sind die Neutronen jedoch nicht mehr moderiert, der Reaktor wird unterkritisch und schaltet sich ohne Regeleingriff ab. Selbst wenn bei einem hypothetischen Extremfall gleichzeitig noch der Totalausfall der Reaktornotkühlung eintreten würde und der Reaktorkern schmelzen sollte, ist bei der geringen Anreicherung in thermischen Reaktoren keine Konfiguration denkbar, die wieder zu einer Kettenreaktion führen könnte. Zusätzlich sind bei wassermoderierten Reaktoren die Reaktivitäts-Temperaturkoeffizienten negativ, wUR/wT < 0, d.h. eine Temperaturerhöhung des Kühlmittels lässt die Reaktivität UR (Gl. 5.20) sinken. Bei dem Tschernobyl-Reaktor RBMK-1000 (siehe Kap. 5.4) mit Graphitmoderator liegen andere Verhältnisse vor, da bei Verdampfen des Kühlmittels die Moderation anhält.

5.1.8 Biologische Strahlenauswirkungen und deren Maßeinheiten Die biologische Wirkung radioaktiver Strahlung beruht auf ihrer Eigenschaft, durch Energieübertragung Atome oder Moleküle zu ionisieren oder den Energiezustand der Elektronenhülle zu erhöhen [5.5]. Geladene Kernteilchen (Protonen, D-, E--Strahlung) treten unmittelbar mit den Elektronen in Wechselwirkung, während die J-Strahlung durch Photoeffekt Elektronen auf eine höhere Energieschale heben oder durch Compton- und Paarbildungseffekte E--Strahlung erzeugen kann. Neutronen können ihre kinetische Energie bei Zusammenstößen an Atome abgeben und indirekt ionisieren.

5.1 Kerntechnische Grundlagen

77

Der Körper nimmt Moleküle und Atome nach ihren chemischen Eigenschaften auf und unterscheidet nicht zwischen stabilen Atomen und deren strahlenden, ionisierenden Isotopen. Ionen und ionisierte Atome bzw. Moleküle spielen in Lebewesen beim Stoffwechsel und Zellaufbau eine große Rolle. Werden durch äußere Strahleneinwirkung unkontrolliert Ionen erzeugt, wird das biologische Gleichgewicht gestört oder es kommt zur Zerstörung funktioneller Moleküle wie den Proteinen. Die Bandbreite der biologischen Folgen von Strahlenschäden ist groß und hängt von vielen Faktoren ab (Art der Strahlenexposition, absorbierte Strahlenenergie, Energiedichte, Zeitraum der Bestrahlung, bestrahlte Organe, etc.). Es kann zur vorübergehenden Beeinträchtigung von Zellfunktionen bis hin zur dauerhaften Beschädigung durch Entstehung von Krebs und Veränderungen der Erbanlagen führen. Hierbei ist es unerheblich, ob diese Bestrahlung aus natürlichen oder künstlichen Quellen stammt. Die Radioaktivität ist durch menschliche Sinnesorgane nicht wahrzunehmen, sondern erst durch ihre negativen Auswirkungen. Als leichtverständliche Maßeinheit hat sich das Becquerel Bq eingebürgert, mit der die Anzahl der sich pro Sekunde umwandelnden Atomkernen verstanden wird. Die Atomumwandlung erzeugt einen Strahlungsimpuls, der direkt oder indirekt gemessen werden kann, beispielsweise mit einem Geiger-Müller-Zählrohr. Die Angabe der Aktivität in Becquerel ist nur sinnvoll, wenn die Bezugsgröße Masse oder Volumen bekannt ist, in der diese Aktivität gemessen wurde. Sie ist allerdings nur unvollständig zur Beurteilung der biologischen Wirkung geeignet, denn diese ist von der Strahlenart, der absorbierten Strahlenmenge pro betroffene Masse und der Expositionszeit abhängig. Deshalb ist zuerst die radiobiologische Wirksamkeit RBW einer bestimmten Strahlung zu ermitteln, indem diese in Bezug zu dem biologischen Effekt einer definierten Strahlung gesetzt wird: RBW = Definierte Dosis / Dosis der Strahlung

Gl. 5.28

Definierte Dosis: Dosis von 200 keV-Röntgenstrahlung, um einen bestimmten biologischen Effekt hervorzurufen. Dosis der Strahlung: Dosis der interessierenden Strahlung zur Erzielung des gleichen biologischen Effekts. Die RBW ist ein vergleichendes Maß für die biologische Schädlichkeit einzelner Strahlungsarten untereinander, sie ist Wichtungsfaktor für die Wirkung einer bestimmten Strahlung. Im Wesentlichen ist sie abhängig von der Weglänge im biologischen Material, in der die Strahlung ihre Energie abgibt. Große Kernteilchen wie Heliumkerne (D-Strahlung) oder gar Rückstoßkerne (Atomkerne mit kinetischer Energie aus einer Kernreaktion) geben im Gewebe innerhalb kurzer Wegstrecken ihre Energie ab und haben deshalb hohe RBW-Werte [5.3]. Diese RBW-Werte, multipliziert mit der Energiedosis rad ergeben die biologische Äquivalentdosis in rem (roentgen equivalent man). Dosis in rem = Dosis in rad mal RBW

Gl. 5.29

Die Energiedosis rad bezeichnet eine beliebige Strahlungsmenge, die in einem interessierenden Stoff zu einer Energieabsorption von 6,25·107 MeV führt. Hartes Gewebe wie Knochen absorbiert entsprechend mehr als weiches Gewebe, so dass die selbe Strahlung in Knochen zu höheren rad- und rem-Dosen führt. In Deutschland hat sich anstatt rem die Maßeinheit Sievert Sv eingebürgert: 1 Sv = 100 rem

Gl. 5.30

78

5 Kernkraftwerke

Somit können verschiedene Strahlungsarten in ihrer biologischen Wirkung miteinander verglichen werden. Gleiche Dosen in rem bzw. Sv lassen ähnliche Schäden in lebenden Wesen erwarten. Allerdings spielt die Zeit der Strahlenexposition eine große Rolle. Deshalb ist die Dosisleistung Millirem/Jahr bzw. Milli-Sievert/Jahr für die Beurteilung der Strahlenexposition üblich, wenn sie nicht gewisse Werte überschreitet. Die mittlere jährliche Strahlenbelastung des Menschen in Deutschland kann nach den einzelnen Strahlenquellen wie in Bild 5.7 gezeigt, aufgeschlüsselt werden. Kerntechnische Anlagen tragen mit weniger als 0,01 mSv/a zu der mittleren Strahlenbelastung des Menschen bei. Selbst die aus der Tschernobyl-Katastrophe herrührende Strahlung des Fallouts ist mittlerweile soweit abgeklungen, dass sie sich im Bereich dieser 0,01 mSv/a bewegt [5.7].

Bild 5.7: Mittlere jährliche Strahlenbelastung des Menschen in Deutschland [5.6, 5.13] Insgesamt ca. 3,5 mSv effektive Dosis

5.1.9 Radionuklidbildung in Reaktoren Der Betrieb eines Kernkraftwerkes setzt wegen dessen wirksamen Strahlenschutzbarrieren nur in geringstem Umfang radioaktive Produkte frei. Die Umgebung jedes deutschen Kernkraftwerks wird kontinuierlich messtechnisch kontrolliert. Der zulässige Höchstwert ist 0,3 mSv/a, wobei die reale Emission der einzelnen Anlagen unter 0,01 mSv/a liegt. Dies entspricht etwa dem Vierhundertstel der gesamten mittleren Strahlenbelastung in Deutschland. Die Brennstabhüllen halten die festen und flüchtigen Spaltprodukte zurück. Falls einzelne Hüllen undicht sein sollten, treten gasförmige Spaltprodukte in das Kühlwasser, wo sie bei Druckwasserreaktoren indirekt und bei Siedewasserreaktoren direkt über die Vakuumpumpen des Kondensators in sehr geringen Konzentrationen in den Abgaskamin kommen können. Die Rückhaltung gasförmiger Isotope wie I-129, I-131 und Kr-85 bedingen besonderen technischen Aufwand. Im Primärkreislaufwasser finden sich geringe Mengen des ß-Strahlers Tritium. Weiterhin ist das Kühlwasser durch Abrieb der Brennelementhüllen und Strukturmaterialien mit radioaktiven Partikeln verunreinigt. Der Radionuklidgehalt abgeleiteten Wassers muss der Trinkwassernorm entsprechen. Innerhalb der Brennstäbe sammeln sich eine Vielzahl radioaktiver Isotope an. Wesentliche, in Reaktoren entstehende Radionuklide sind in Tabelle 5.3 mit ihren Halbwertszeiten und Anlagerungsorten im menschlichen Körper gelistet. Wegen ihrer biologischen Wirkung seien die Radionuklide Tritium, I-131, Cs-137 und Sr-90 erwähnt, die alle ß-Strahler sind. Die aktiven Isotope Zirkonium-95, Niob-95, Ruthenium-106, Lanthanide, Urane und Transurane werden ebenfalls im Körper aufgenommen und sind dort sehr lange nachweisbar. Insbesondere PuO2 hält sich hartnäckig im Körper. Eine Übersicht der biologischen Wirkung ionisierender Strahlung ist in [5.4], basierend auf [5.5], gelistet.

5.2 Prinzipieller Aufbau des Reaktors

79

Tabelle 5.3: Einige Radionuklide und deren Anlagerung im menschlichen Organismus Radionuklid Tritium Kohlenstoff

Kürzel 3

1H

14

6C

60

Halbwertszeit

Hauptablagerung; kritisches Organ

12,35 a

Körperwasser; Ganzkörper

5736 a

sämtliche Gewebe; Ganzkörper

Kobalt

27Co

5,2 a

Magen-Darm-Trakt; Ganzkörper

Krypton

85 36Kr

10,76 a

keine chem. Bindung; Haut, Ganzkörper

28,5 a

Skelett; Knochen

16 Mio a

Schilddrüse

Strontium

38Sr

90

53I

129

Jod

53I

131

8d

Schilddrüse

Cäsium

134 55Cs

2,1 a

Muskulatur; Ganzkörper

Cäsium

137 55Cs

Jod

Neptunium Plutonium

30,1 a

Muskulatur; Ganzkörper

237

2,1 Mio a

Skelett, Leber

239

24100 a

Skelett, Lunge, hoch toxisch

93Np 94Pu

5.2 Prinzipieller Aufbau des Reaktors Der Kernreaktor hat mehrere technische Aufgaben zu erfüllen: x Aufrechterhaltung der Spaltungskettenreaktion x Abtransport der freigesetzten Wärme x Rückhaltung der entstehenden Spaltprodukte x Gutes Regelverhalten x Sicherer stabiler Langzeitbetrieb x Beherrschung von Störfällen

5.2.1 Brennelement Um die Spaltungswärme abführen zu können, muss der Brennstoff verteilt sein, damit die Wärme auf das Strömungsfluid übertragen werden kann. Durchgesetzt haben sich stabförmige Brennstoffstäbe von ca. 10 mm Durchmesser, bei denen in einem metallischen Hüllrohr einer Wandstärke von etwa 0,7 bis 0,8 mm der Kernbrennstoff in keramischer Form als Urandioxid UO2 tablettenförmig eingesetzt ist. Die Brennstablänge beträgt bei modernen wassergekühlten Leistungsreaktoren etwa 3 bis 4 m, kann jedoch bei einzelnen Reaktortypen deutlich davon abweichen. Mehrere Stäbe sind zu quadratischen Brennelementen gebündelt. In deutschen Reaktoren sind es oft 14 x 14 Stäbe, wobei einige Positionen in der Matrix für Regelstäbe (Neutronenabsorberstäbe, z.B. gefüllt mit Cadmium, Indium, Silber), die sternförmig im Brennelement angebracht und zentral zusammengefasst sind, freigehalten werden. Die Regelstäbe laufen in Führungsrohren, die in der Brennelementstruktur eingebracht sind. Die Brennstäbe sind durch federnde Abstandshalter separiert, die den Kontakt der Brennstäbe, der die Gefahr einer lokalen Überhitzung mit sich brächte, verhindert. Je nach Reaktortyp und Hersteller sind die Brennelemente unterschiedlich.

80

5 Kernkraftwerke Bild 5.8: 14 x 14 Brennelement mit Brennstäben und Steuerstäben

Bild 5.8 ist eine Skizze eines typischen Brennelements [5.8]. Eine besondere Werkstoffherausforderung stellte bei der Reaktorentwicklung das Hüllrohrmaterial der Brennstäbe dar, da es bei relativ hoher Temperatur hoher Strahlungsbelastung durch Neutronen und anderen subatomaren Partikeln ausgesetzt ist. Nötig ist ein Material mit ausreichender Festigkeit und geringer Neutronenabsorption, das durch die Bestrahlung nicht versprödet. In Druckwasserreaktoren westlicher Bauart hat sich die Zirkonium-Basislegierung Zircaloy-4 durchgesetzt, die zu 98 % aus Zirkonium und ca. 1,5 % aus Zinn besteht, in Siedewasserreaktoren Zircaloy-2. Die Zeitstandfestigkeit von Zircaloy nimmt wie bei allen Werkstoffen mit zunehmender Temperatur ab. Bei Temperaturen zwischen 800 °C und 900 °C, die nur bei sehr schweren Störfällen auftreten können, ist Zircaloy superplastisch, was bei dem inneren Spaltgasdruck zu einer Verformung führt (Aufblähung). Bei noch höherer Temperatur setzt die Zirkon-Wasser-Reaktion ein, wobei ein explosionsfähiges Knallgas entstehen könnte: Zr + 2 H2O o ZrO2 + 2 H2

Gl. 5.31

Die Temperatur der Brennelementhülle darf also gewisse Betriebstemperaturen nicht überschreiten.

5.2.2 Leistungsverteilung Der Neutronenfluss )(z,r) ist eine räumliche Funktion des Radius und der Höhe im Reaktorkern. An den Rändern des Reaktorkerns gehen die Neutronen verloren, was den Neutronenfluss absenkt. Im Zentrum herrscht der höchste Neutronenfluss. Damit ist auch gemäß Gl. 5.17 bzw. 5.18 die Anzahl der Spaltungen und die freigesetzte Wärme im Kernzentrum am höchsten. Unter stark vereinfachenden Annahmen lässt sich für einen idealen zylindrischen Reaktor, bei dem Brennstoff und Moderator homogen verteilt sind, für den Neutronenfluss in axialer und radialer Richtung eine Kosinus- und Besselfunktion J0 mit dem Argument (2,405 r/R) ermitteln [5.2]: )(z,r) = )max J0(2,405 r/R) cos(S·z/H)

Gl. 5.32

mit: )max maximaler Neutronenfluss im Zentrum bei r = 0 und z = 0, r und z radiale und axiale Koordinaten mit Ursprung im Reaktorzentrum, R Reaktorradius, H Reaktorhöhe. Der Neutronenflussverlauf ist nach Gl. 5.17 proportional der Spalthäufigkeit in einem Brennstab, so dass sich die räumliche Verteilung der stationären Leistungsdichteverteilung L(r,z) [kW/(m3)] ermitteln lässt: L(z,r) = N Vf H )(z,r)

Gl. 5.33

5.2 Prinzipieller Aufbau des Reaktors

81

Da zwischen den Brennstäben keine Spaltung stattfindet, ist in Wirklichkeit die Leistungsverteilung im Reaktor unstetig. Die Bilder 5.9 und 5.10 veranschaulichen die Neutronenfluss- und Temperaturverläufe in einem zylindrischen Reaktorkern und einem Brennstab. Hierbei ist angenommen, dass das Strömungsfluid durch die Wärmeaufnahme keinen Phasenwechsel erfährt. Die höchste Temperatur der Brennelementhülle liegt bei etwa 2/3 ihrer Gesamtlänge.

Bild 5.9: Neutronenfluss- und Leistungsverlauf in einem zylindrischen Reaktor r: Radius des Reaktorkerns mit Brennstäben bei R1, R2, etc. 1: Brennstabhülle, 2: Brennstoff, 3: Spalt, 4: Kühlkanal, 5: Neutronenfluss, 6: Leistungsfluss

T

z=+

r1 r2 r3

(a)

T1

T3 T2

r

Moderator

Kühlmittel

Brennstoff

T

r

(b)

dz z z=0

z= -

Ǿ 2

Brennelement

Spalt Hülle

L

Ǿ 2

z

b0 H H

qst

-2 T3ma Kühlmittel zm qsto (Z)

-1 b0

T3 T qst

Bild 5.10: Leistungs- und Temperaturverläufe in und zwischen Brennstäben T3(z) Hülltemperaturverlauf; -(z) Temperaturverlauf im Brennstab a) radialer Leistungsverlauf L(r), b) radialer Temperaturverlauf T(r), c) axiale Stableistungs- und Temperaturverläufe qSt(z), T(z) bzw. -(z)

Übliche Parameter für Brennstäbe sind neben der Leistungsdichte L die Stableistung qst (Leistung pro Stablänge) und die spezifische Leistung qspez (Leistung pro Spaltstoffmasse). Mit vereinfachter Beschränkung auf gemittelte Werte: qst = S r12 L

Gl. 5.34 2

qspez = L / (U aM) = qst /(S r1 U aStKBst) U: Brennstoffdichte (U-235 + U-238); aStKBst Anreicherung mit starkem Kernbrennstoff.

Gl. 5.35

82

5 Kernkraftwerke

Der Flussformfaktor M ist das Verhältnis von mittlerem zu maximalem Neutronenfluss )max. Mit Beziehung Gl. 5.32 ergibt sich der Flussformfaktor M zu 0,274. Die mittlere Leistungsdichte ist also nur 27,4 % der maximalen Leistung im Zentrum. Um das Reaktorvolumen besser ausnutzen zu können, sollte der Flussformfaktor erhöht werden. Der Neutronenfluss ist vielfältig beeinflussbar. Die Neutronenverluste an den Enden können durch den Einbau von Neutronenreflektoren vermindert, die Leistungsüberhöhung im Reaktorzentrum durch Absorberstäbe reduziert oder der Reaktor zonenweise mit unterschiedlicher Anreicherung bestückt werden. Es ist zu berücksichtigen, dass die Reaktivität der Brennstäbe durch zunehmenden Abbrand zurückgeht und damit die Neutronenflussverteilung beeinflusst. Dem wird durch das Brennelement-Management abgeholfen. Falls ein möglichst konstanter Neutronenfluss gewünscht wird, kommen teilweise abgebrannte Brennelemente mit geringerem Anteil an spaltbarem Material in das Reaktorzentrum, während frische oder höher angereicherte Brennstäbe zunächst im Außenbereich positioniert werden. Mit zunehmendem Abbrand sind diese näher in die Reaktormitte zu setzen. Es werden dabei gleichzeitig die am stärksten abgebrannten Elemente, also die im Zentrum, ausgetauscht. Heute wird das Konzept der Neutronenleckagen-Minimierung bevorzugt. Hierbei werden die am meisten abgebrannten Brennelemente an den Außenrand des Reaktorcores gesetzt (Brutmantel) und die frischen bevorzugt in die Mitte. So gehen nur wenige Neutronen verloren, was gerade im Außenbereich zu einer höheren Brutrate, insgesamt zu einem höherem Abbrand und damit besserer Brennstoffausnutzung führt [5.9]. Andererseits ergibt sich zwangsläufig eine ungleiche Neutronenfluss- und Wärmeverteilung im Reaktor. Die Stäbe in der Mitte sind dadurch einem schnellerem Abbrand und höheren Temperaturbelastungen, jedoch immer noch im Rahmen der zulässigen Belastungen, ausgesetzt. Das Brennelementmanagement erfordert optimierte Umsetzzyklen, da mehrere wirtschaftliche, sich teilweise technisch widersprechende Ziele angestrebt werden: x Umsetzung sowie Be- und Entladung der Brennelemente soll möglichst selten erfolgen, da hierzu der Reaktor abgeschaltet und abgekühlt werden muss. x Die Brutrate und der mittlere Abbrand der Brennelemente sollen hoch sein, um den aus materialtechnischen Gründen erlaubten maximalen Abbrand möglichst überall zu erreichen, jedoch nirgends zu überschreiten. Um einen maximalen Abbrand aller Brennelemente zu erreichen, müsste oft umgesetzt werden. Dies widerspricht jedoch der ersten Anforderung, den Reaktor selten abzuschalten. So ist also das wirtschaftliche Optimum unter den technischen Einschränkungen zu finden.

5.2.3 Reaktorbehälter Der zylindrische Reaktorkern ist aus einer Vielzahl von parallel angeordneten Brennelementen aufgebaut. Das kalte Wärmeträgermedium wird durch Strömungsführungen zunächst von den Eintrittsstutzen radial verteilt und strömt an der Innenwandung des Reaktorbehälters nach unten, wo es umgelenkt wird. Alsdann strömt es längs zwischen den Brennstäben nach oben und erwärmt sich. Aus Sicherheitsgründen sind an den Reaktor mehrere Wasserkreisläufe angeschlossen. Das austretende erwärmte Wärmeträgerfluid gibt seinen Energieinhalt an den angeschlossen Dampfkraftwerksprozess ab.

5.2 Prinzipieller Aufbau des Reaktors

83

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Reaktordruckbehälter Dampferzeuger Pumpe Primärkreis Primärabschirmung Überströmplatten Sicherheits-Containment Betonhülle Nachkühler mit Pumpe Druckspeicher Sicherheits-Einspeisung Borwasser-Flutsystem Lokale Absaugungen Containment-Sumpf Nachkühl-Leitung Steuer-/Regelstäbe

Bild 5.11: Längsschnitt durch ein Containment eines Druckwasserreaktors [5.16]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Reaktordruckbehälter Sicherheitscontainment Containment- Sprühsystem Reaktor-Sprühsystem Kondensationskammer-Kühlsystem Hauptkühlleitung Einspeise- & Nachkühlsystem Dampfleitung zur Notturbine Frischdampfleitung Kondensationskammer-Sprühsystem Kondensatrohre; Durchflussbegrenzer; Durchdringungsventile; Sumpf-Rückfördersystem; Regel-/Abschaltstäbe; Ringspaltabsaugung

Bild 5.12: Längsschnitt durch ein Containment eines Siedewasserreaktors [5.16]

Die Reaktorwandung besteht aus einem geschmiedeten ferritischen Behälter, an den die Rohrleitungsstutzen angeschweißt sind. Innen ist die Chrom-Nickel-Stahlplattierung von ca. 6-8 mm, um die dem Druck des Wärmeträgerfluids ausgesetzte Behälterstruktur vor Korrosion und Strahlung zu schützen. Das Reaktoroberteil ist deckelförmig angeflanscht. Zum Brennelementwechsel muss der Deckel abgenommen werden. Der Reaktorbehälter hat verschiedene Einbauten, die zur Aufnahme der Brennelemente und der Strömungsführung, der Steuerstäbe, sicherheitstechnischer Einrichtungen, Prüfvorrichtungen und je nach Typ anderer Elemente wie Dampftrockner dienen. Diese Einbauten können wieder aus Zirkoniumlegierungen oder, wenn die höhere Neutronenabsorption hingenommen werden kann, aus Edelstählen sein. Der Steuerstabantrieb geschieht von außen, so dass diese durch den Reaktorbehälter oder Behälterdeckel geführt werden müssen.

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5 Kernkraftwerke

5.3 Sicherheitsphilosophie Sicherheitsvorkehrungen gegen Personenschäden und gegen materielle Schäden sind bei allen technischen Anlagen zu treffen. Bei Kernkraftwerken sind wegen des potentiell hohen Gefahrenrisikos mit ihren weitreichenden räumlichen und zeitlichen Auswirkungen generell höhere Anforderungen an die Beherrschung von Störfällen gestellt. Als Störfall wird ein bei der Auslegung berücksichtigter und im Ereignisfall beherrschter technischer Fehler bezeichnet. Sicherheitsaspekte bei der Standortwahl sind international: x Die geologische Untergrundformation muss langfristig standsicher und nicht erdbebengefährdet sein. Das in näherer Umgebung in historischer Zeit bekannte Erdbeben ist als Auslegungserdbeben zugrunde gelegt. Alle Einrichtungen, die zur Abschaltung der Anlage, zur Abfuhr der Nachwärme dienen und das unkontrollierte Entweichen radioaktiver Stoffe verhindern, werden für ein Erdbeben ausgelegt, das eine Stufe über dem lokalen Auslegungserdbeben liegt. Bei Standorten, an denen bisher kein Erdbeben beobachtet wurde, muss eine Mindest-Erdbebenanforderung erfüllt sein. In Deutschland sind je nach Standort Bodenbeschleunigungen zwischen 50 und 300 cm/s2 zu berücksichtigen [5.10]. x Sicherheitsnachweise gegen andere Naturereignisse wie Hochwasser und Sturmflut sind zu erbringen. x Standort mit einer niederen Bevölkerungsdichte wird bevorzugt. In manchen Ländern gibt es Vorschriften über zulässige Bevölkerungsdichten. x Neuere deutsche Kernkraftanlagen sind gegen Flugzeugabstürze und gegen äußere Explosionen nach konservativen Stoßlast-Zeitdiagrammen, Bild 5.13, ausgelegt. Der hohe Sicherheitsstandard nach aktuellem Stand der Technik zwingt auch zur sicherheitstechnischen Nachrüstung älterer Anlagen. Die regelmäßige Schulung des in Kernkraftwerken eingesetzten Personals ist selbstverständlich. Der technische Zustand der Anlagen wird durch Kontrolluntersuchungen und wiederkehrende Prüfungen von Behörden und Überwachungsorganisationen überwacht. Hierbei kommen bevorzugt zerstörungsfreie Werkstoffprüfungen des Reaktorbehälters, der Wärmeübertrager und Rohrleitungen, aber auch zerstörende Prüfungen von Testproben, die im Reaktorbehälter repräsentativen Neutronenflüssen ausgesetzt sind. Gp

a) Stoßlastverlauf Flugzeugabsturz b) Überdruckverlauf bei Explosion Bild 5.13: Vorgegebene, beherrschbare Last-Zeitdiagramme [5.10]

Eine kerntechnische Anlage muss jederzeit abschaltbar sein und die unvermeidliche Nachwärme ist an die Umgebung abzuführen. Um die negativen Auswirkungen eines nicht vollständig auszuschließendes technisches Versagens zu minimieren, haben sich für Kernkraftwerke Sicherheitsstrategien etabliert, die unter den Stichworten Mehrstufenprinzip, Redundanz, Diversität und Fail-Safe zusammenfassbar sind.

5.3 Sicherheitsphilosophie

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Gegenüber einem gefährlichen Unfall sind mehrere Sicherheitsbarrieren vorzusehen, „Mehrstufenprinzip“ genannt: x Die Komponenten des Kernkraftwerkes sind sorgfältig auszulegen und zu fertigen. x Die Komponenten des Kernkraftwerkes sind laufend oder periodisch zu warten und zu überwachen. x Als schadhaft erkannte Komponenten sind zu reparieren oder zu ersetzen. x Trotzdem wird ein Versagen von Komponenten angenommen. Die installierten Sicherheitseinrichtungen sollen dann gewährleisten, dass der Reaktorkern zuverlässig abgeschaltet und die Nachwärme sicher abgeführt wird. Selbst das Versagen von Sicherheitseinrichtungen wird unterstellt – auch für diesen entsprechend unwahrscheinlichen Fall muss Abschaltung und Nachwärmeabfuhr nachgewiesen sein. Generell verlässt man sich weder auf einzelne Komponenten noch auf einzelne Sicherheitseinrichtungen. Deshalb sind die Sicherheitseinrichtungen und die entsprechenden Mess- bzw. Regelsensoren nach dem „Redundanz-Prinzip“ mehrfach installiert. Redundante Einheiten werden je nach gewünschter Funktion hintereinander oder parallel geschaltet. Ist das Schließen einer Leitung die sicherheitsrelevante Funktion, so sind die hierfür mehrfach vorhandenen Ventile hintereinander zu schalten. Ist das Öffnen entscheidend, z.B. für die Notkühlung, so sind die Ventile parallel anzuordnen. Der Fall, dass die Sicherheitsbarrieren versagen, wird mit höherer Redundanz immer unwahrscheinlicher. Allerdings steigt auch die Wahrscheinlichkeit, dass eine Sicherheitseinrichtung oder ein Sensor anspricht, wenn es nicht sein soll. Dies erschwert den Betrieb, da die Zuverlässigkeit der Anlage sinkt. Ein Kompromiss ist das „2-von-3-System“, das insbesondere für die sicherheitsrelevanten Messfühler und deren Signalverarbeitung zur automatischen Auslösung einer Funktion (z.B. Ventilöffnung) gerne angewandt wird. Ein Messfühlersignal wird nur berücksichtigt, wenn mindestens zwei aus den dreien das Gleiche anzeigen. So wirkt sich ein fehlerhafter Messsensor nicht negativ auf den Betrieb aus. Zusätzlich werden die einzelnen Sensoren und die Datenverarbeitung so geschaltet, dass ihr Versagen zu der Anzeige einer gefährlichen Situation führt („Fail-Safe“-Prinzip). Somit wirken die beiden verbleibenden Stränge echt redundant, d.h. bei Anzeige eines weiteren gefährlichen Wertes wird die Sicherheitsmaßnahme aktiviert. Da prinzipiell systematische Fehler in den redundanten Strängen denkbar sind, also dass Sicherheitseinheiten durch eine gleiche Störung außer Funktion gesetzt werden, wird die Redundanz durch das Prinzip der „Diversität“ ergänzt. Hierzu werden für die gleiche Sicherheits-, Mess- oder Datenverarbeitungsfunktion im redundanten Strang mehrere nach verschiedenen Prinzipien arbeitende Geräte eingesetzt. So kommen zum redundanten Pumpenantrieb Elektro-, Dieselmotor und Turbine in Frage. Zur Reaktorabschaltung wird beispielsweise neben den Absorberstäben diversitär die Boreinspritzung in das Kühlmittel angewandt. Mit Methoden der Wahrscheinlichkeitstheorie kann das Störfallrisiko quantitativ abgeschätzt werden. Mit der Ereignisbaum- und Fehlerbaum-Methode wird die Wahrscheinlichkeit eines technischen Versagens ermittelt. Die „Ereignisbaum“-Methode beginnt mit einem auslösenden Ereignis, das mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit stattfinden kann, und verfolgt die dadurch denkbaren Folgen mit ihren einzelnen oder möglicherweise gleichzeitig stattfindenden, sich multiplizierenden Wahrscheinlichkeiten wie Ausfall der Pumpen, Ausfall des Notkühlsystems usw. So ist im Prinzip die kumulierte Wahrscheinlichkeit für eine Versagenskette unter Einschluss des Versagens von Sicherheitseinrichtungen mit ihren Folgen bis hin zu einer Reaktorschmelze berechenbar. Die „Fehlerbaum“-Methode geht bei der Analyse umgekehrt vor, in-

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5 Kernkraftwerke

dem die verschiedenen technischen Ursachen verfolgt werden, die zuerst geschehen müssen, um einen bestimmten Störfall herbeizuführen. Mit beiden Methoden lassen sich die Sicherheitseinrichtungen optimieren. In [5.11] ist eine detaillierte Wahrscheinlichkeitsuntersuchung zur Sicherheit amerikanischer Leichtwasserreaktoren (nach heutigen Sicherheitsstandards veraltet) unter Benutzung beider Methoden durchgeführt worden. In [5.12] sind die neuesten Sicherheitsphilosophien des geplanten europäischen Reaktors dargestellt.

5.4 Reaktortypen 5.4.1 Übersicht der Reaktortypen x Leichtwasser-Reaktoren, thermische Reaktoren: Normales flüssiges Wasser dient sowohl als Moderator und Kühlfluid. Hierzu zählen Siede- und Druckwasser-Reaktoren. x Schwerwasser-Reaktoren, thermische Reaktoren: Als Moderator kommt schweres Wasser mit Deuterium D = 1H2 (D2O) zum Einsatz, wobei ein anderes Medium als Kühlfluid gewählt wird. Dieses Prinzip ist im CANDU-Reaktor verwirklicht. x Graphitmoderierte Reaktoren, thermische Reaktoren: Bei diesen Reaktoren ist Graphit der Moderator und das Kühlfluid kann Wasser oder Gas sein. Zu diesen Typen zählt der als Tschernobyl-Reaktor bekannt gewordene RBMK 1000. x Brutreaktoren, schnelle Brüter: Diese Reaktoren haben eine Konversionsrate größer 1, d.h. es werden mehr starke Kernbrennstoffe erzeugt als verbraucht. Auf eine Moderation der Neutronen ist weitgehend verzichtet. Kühlfluide sind je nach Reaktorkonzept flüssiges Natrium oder Helium. Deutsche Vertreter sind der schnelle Brüter SNR 300 oder THTR 300. Die wichtigsten Reaktortypen werden nachfolgend kurz gefasst vorgestellt, wobei die bedeutenden Siede- und Druckwasser-Kernkraftwerke detaillierter beschrieben sind. Die Investitionen für den Bau von Kernkraftwerken bzw. der Kapitaldienst sind hoch. Heftig umstritten sind in verschiedenen Ländern die Brennstoffkosten, da über die wirklichen Langzeit-Kosten der Entsorgung oder Wiederaufbereitung je nach Kostenabgrenzung kein Konsenz besteht. Prinzipiell kann nur ein langer, ununterbrochener Betrieb zur Grundlastabdeckung die Wirtschaftlichkeit gewährleisten.

5.4.2 Kernkraftwerk mit Siedewasserreaktor Siedewasserreaktoren SWR (Boiling Water Reactor BWR) haben weite Verbreitung gefunden. Es sind Leichtwasser-Reaktoren, d.h. thermische Reaktoren mit Wasser als Moderator- und Wärmeträgerfluid. Zur Umwandlung der im Reaktor freigesetzten Wärme dient ein ClausiusRankine-Dampfprozess. Der Reaktor hat die Funktion des Dampferzeugers. Bilder 5.12 und 5.14 zeigen das Wärmeschaltbild und den Anlagenaufbau. Im Gegensatz zu den mit fossilen Energieträgern befeuerten Dampfkraftwerken wird ein Sattdampfprozess bei relativ geringem Frischdampfdruck von etwa 50 bis 70 bar und zugehörigen Sättigungstemperaturen unter 300 °C gefahren. Somit werden die Zircaloy-Brennstabhüllrohre aus Sicherheitsgründen nur mäßigen Temperaturen ausgesetzt. Wie im Kapitel 4 ausgeführt, ist der Wärmeübergang der Zweiphasenströmung geringen Dampfgehalts praktisch gleich hoch wie bei der Einphasenströmung mit flüssigem Wasser. Die Gefahr einer unkontrollierten lokalen Überhitzung der

5.4 Reaktortypen

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Hüllrohre ist gering, solange es nicht durch eine zu hohe Wärmestromdichte zur Siedekrise kommt. Deshalb wird bei Siedewasserreaktoren auf eine Überhitzung verzichtet und der Dampfgehalt im Kühlmedium klein gehalten, d.h. es werden hohe Umlaufzahlen in diesem Zwangumlauf-Dampferzeugersystem gefahren. Ein geringer Dampfgehalt ist auch aus neutronenphysikalischen Gründen angebracht, um eine ausreichende, gleichmäßige Moderation zu gewährleisten. Der entstehende Sattdampf wird über reaktorinterne Tropfenabscheider, die oberhalb den Brennstäben angebracht sind, der Turbine zugeführt. Thermodynamisch ist eine hohe Temperatur erwünscht, was bei gesättigtem Dampf entsprechend höheren Druck bedingt. Die Grenze wäre der thermodynamisch kritische Punkt von Wasser bei T = 374 °C und p = 221 bar. Derart hohe Frischdampftemperaturen ergeben jedoch in den Turbinen zu große Dampfnässen, die spezifische Arbeit als Kreisintegral der im T,s-Zustandsdiagramm umschlossenen Fläche ist klein und der Prozesswirkungsgrad zu gering. Frischdampftemperaturen um 300 °C haben sich bewährt.

Bild 5.14: Vereinfachter Wärmeschaltplan eines Siedewasserreaktors

Trotz regenerativen Speisewasser-Vorwärmstufen, Stufenentwässerung und leichter Zwischenüberhitzung sind so nur Gesamtwirkungsgrade von 35 % zu erreichen. Bei der Entspannung des Sattdampfes treten in den Turbinen hohe Dampfnässen auf. Bild 5.15 [5.17] veranschaulicht eine typische Turbinenentspannung im h,s-Zustandsdiagramm. Turbineninterne mechanische Entwässerungen halten den Entspannungsverlauf knapp über dem Dampfgehalt von 90 %, was im Dauerbetrieb für Turbinen tolerabel ist. Bei geringem Druck um 6 bar wird der Dampf der Turbine entnommen und mittels Frischdampf (siehe Bild 5.14) leicht auf etwa 200 °C überhitzt, um abschließend in den Niederdruckturbinen auf Kondensatorzustand entspannt zu werden. Für die großen Leistungseinheiten um 1000 MWel sind bei den geringen Frischdampfdrücken und -temperaturen mit ihren geringen Enthalpiedifferenzen entsprechend große Massen- und Volumenströme durch die Turbinen nötig. Der Turbosatz besteht deshalb aus mehreren mehrflutigen Turbinen. Tabelle 5.4 listet die Daten des Siedewasser-Kernkraftwerks Philippsburg I (KKP I) auf. Es zählt mit über 90 % Verfügbarkeit weltweit mit zu den zuverlässigsten Kernkraftwerken. Der Reaktor gibt in seinem Auslegungspunkt eine Wärmeleistung von 2575 MWth ab, die elektrische Bruttoleistung des Generators ist 900 MWel. Brennstoff ist gesintertes UranPlutonium Mischoxid (UO2, PuO2). Der Frischdampfmassenstrom in die Hochdruckturbine beträgt etwa 1270 kg/s. Der doppelflutigen Hochdruckturbine sind zwei parallele, doppelflutige Niederdruckturbinen nachgeschaltet. Der Turbosatz ist mit der Drehzahl von 1500 1/min

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5 Kernkraftwerke

nur für die halbe Netzfrequenz ausgelegt, was festigkeitstechnisch für die 1365 mm langen Turbinenendschaufeln von Vorteil ist. Der Drehstrom-Generator ist entsprechend vierpolig, um die Netzfrequenz von 50 Hz zu liefern. Turbinen neuerer Kernkraftwerke sind meist mit 3000 1/min volltourig ausgelegt. h [kJ/kg] Spez. Enthalpie

5,5 bar 250°C

50 bar

200°C 1 bar

100°C Sättigung x=95 % x=90 %

Spez. Entropie s Bild 5.15: Verlauf der Dampfentspannung in einer Sattdampfturbine von Siedewasserreaktoren

Wesentliche Sicherheitseinrichtung ist das Druckabbausystem, das bei dem als der größte anzunehmende Unfall (GAU) der anzunehmenden Druckerhöhung im Containment durch die Kühlwasserverdampfung entgegenwirkt, so dass keine unzulässig hohe Radioaktivität nach außen dringt. Nachteilig ist, dass selbst die Turbinenhalle zum radioaktiven Sicherheitsbereich gehört und somit ein entsprechender Überwachungs- und Sicherheitsaufwand anfällt. Der Siedewasserreaktor, zunächst die dominierende Reaktorlinie, wurde durch den Druckwasserreaktor abgelöst. Sämtliche Sicherheitseinrichtungen sind redundant und divers ausgeführt. Bild 5.12 zeigt den Schnitt durch das Gebäude des KKP I mit seinen verschiedenen Sicherheitseinrichtungen: x x x x x x x x x x x x x x

Fail-safe-Abschaltstäbe und zusätzliche diverse Abschaltmechanismen Inhärente Sicherheit Redundante Speisewasserpumpen Bypass- und Abblaseventile Doppelschaliger Sicherheitsbehälter (Containment) Druckabbausystem Notkühlsystem aus Reaktorflutsystem und Gebäudesprühanlage Durchflussbegrenzer Aufrechterhaltung eines Unterdrucks gegen Leckagen Absolutfilter Spaltgas-Verzögerungsstrecke Dichtes Turbinenhaus Regelmäßige Überwachung Katastrophenschutzmaßnahmen für Bevölkerung

5.4 Reaktortypen

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Tabelle 5.4: Siedewasser-Kernkraftwerk Philippsburg I (KKP I), Daten des Reaktordruckbehälters mit Kernaufbau und Dampfprozess [5.16] Thermische Leistung des Reaktors

2575 MW

Druck des Kühlmediums am Druckbehälteraustritt

69 bar

Eintrittstemperatur des Kühlwassers in Reaktorbehälter

215 °C

Austrittstemperatur des Dampf-Wassergemisches aus Reaktorbehälter

287 °C

Feuchte des aus Reaktorbehälter tretenden Dampf-Wassergemisches Massenstrom des Kühlwassers durch Reaktor (U = 7,5)

0,25 % 10361 kg/s

Austretender Massenstrom

1390 kg/s

Innendurchmesser des Reaktorzylinders

5850 mm

Wanddicke des Reaktorzylinders

146 mm

Gesamthöhe des Druckbehälters

21000 mm

Werkstoff des Druckbehälters Aktive Kernhöhe Anzahl der Brennelemente Brennelementgeometrie Brennstäbe pro Brennelement Anzahl der Steuerstäbe Gesamtlänge der Brennelemente Brennstabaußendurchmesser

20NiMoCr37 3660 mm 592 9 x 9 und 10 x 10 63 145 4470 mm 11,0 bzw. 9,6 mm

Werkstoff der Brennstabhülle

Zircaloy-2

Gewicht des Urans (starker und schwacher Kernbrennstoff)

108000 kg

Mittlere volumenspezifische Brennstoff-Leistung Mittlere massenspezifische Brennstoff-Leistung Mittlere Heizflächenbelastung der Brennstäbe Mittlerer Abbrand Innendurchmesser des Sicherheitsbehälters Wandstärke des Sicherheitsbehälters

51,1 MW/m3 25,5 kW/kg Uran 40,9 bzw. 47,7 W/cm2 50 MWd/kg Uran 27000 mm 16 bis 30 mm

Auslegungsdruck des Sicherheitsbehälters

3,8 bar

Elektrische Bruttoleistung des Turbosatzes

926 MW

Elektrischer Eigenbedarf im Frischwasser-Kühlbetrieb

36 MW

Elektrische Nettoleistung im Frischwasser-Kühlbetrieb

890 MW

Die Abschaltstäbe werden von unten hydraulisch in den Kern gefahren, mit redundanten und diversitären Antrieben, gespeist aus mehreren Druckbehältern. Zur sicheren Wärmeabfuhr im Falle des Ausfalls der Kühlsenke sind Turbinenbypassventil und Abblaseventile vorhanden, die den Druckaufbau im Kühlkreislauf verhindern und als Wärmesenke dienen. Bei schweren Störfällen sorgt die inhärente Sicherheit des Kühl- und Moderatorwassers durch negativen Temperaturkoeffizienten und im schlimmsten Fall durch das Verdampfen schnell zu einer unterkritischen Reaktivität und einem Abfall der Reaktorleistung. Bei dem GAU, dem Bruch einer Kühlmittelleitung, schließen Schnellschlussventile die Zuleitungen und Venturidüsen

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5 Kernkraftwerke

reduzieren die Ausströmgeschwindigkeit über die Schallgeschwindigkeit in deren engstem Querschnitt. Hintereinander geschaltete Schnellschlussventile verhindern bei einem Leitungsbruch auch außerhalb des Sicherheitsbehälters den Austritt radioaktiver Spaltprodukte in die Umgebung. Der Sicherheitsbehälter umschließt den Reaktordruckbehälter mit seinen Umwälzpumpen, nicht jedoch die Turbinen. Der bei einem Bruch der Kühlmittelleitung innerhalb des Sicherheitsbehälters austretende Dampf und die Dampfströme der Druckentlastungs- und Bypassventile werden in das torusförmige Wasserbecken geleitet und kondensieren dort. Zusätzlich gibt es ein Gebäudesprühsystem. Durch dieses Druckabbausystem hat das Containment nur einen relativ geringen Druck auszuhalten und braucht nicht so groß wie bei einem Druckwasserreaktor zu sein. Frühere Siedewasserreaktoranlagen hatten kugelförmige Containments, während sich später zylindrische Sicherheitsbehälter aus armiertem Beton als günstiger erwiesen, vor allem weil damit die sicherheitstechnisch wichtige Kondensationskammer stabil im tiefsten Gebäudepunkt eingebaut werden kann. Der Reaktorkern ist mit einer Notkühlung durch Reaktorflut- und Sprühsysteme mittels boriertem Wasser ausgestattet. Die Flutung des Reaktors und des Containments bewirkt auch die Bindung des bei einer Schädigung des Cores freigesetzten radioaktiven Jods im Wasser. Das Druckabbausystem, einschließlich der Notkühl- und Gebäudesprühsysteme, ist nicht auf das Stromnetz angewiesen. Der den Reaktor umschließende Sicherheitsbehälter ist von einer zweiten Hülle umgeben. Der Raum zwischen den beiden Schalen wird unter Atmosphärendruck p < patm gehalten. Die Gebläse dieses Raumes fördern diese Abluft in den inneren Sicherheitsbehälter, so dass keine radioaktiven Substanzen nach außen dringen. Im Turbinenhaus, das gegen die Außenatmosphäre dicht abgeschlossen ist, wird ein Unterdruck aufrechterhalten. Die Vakuumpumpe am Kondensator, die im Normalbetrieb zur Entgasung des Speisewassers benötigt wird, kann bei einem schweren Störfall freigesetzte radioaktive Partikel und Spaltgase fördern. Absolutfilter für Partikel und eine Verzögerungsanlage, in der die Spaltedelgase mehrere Tage abklingen können, minimieren eine Freisetzung in die Atmosphäre. Erst nach einer Luftverdünnung tritt das aus dem Kondensator geförderte Volumen über den Kamin in entsprechender Höhe in die Atmosphäre, was ein Überschreiten der für die allgemeine Bevölkerung zulässigen radioaktiven Dosisleistung verhindert. Nach 1980 gebaute Anlagen haben in Deutschland eine armierte Betonhülle, die den Reaktor gegen Einwirkungen von außen, wie Flugzugabstürze oder Explosionen in der näheren Umgebung, schützen. Von den zuständigen Behörden sind Katastrophenschutzpläne zum Schutz der Bevölkerung ausgearbeitet worden, die sich allerdings nicht allein auf denkbare extreme Unfälle durch Kernkraftwerke beschränken. Diese Pläne sind der Öffentlichkeit nicht zugänglich, um beabsichtigt herbeigeführte Störungen oder Auslösung zu verhindern. Deutsche Studien einer neuen Generation von Siedewasserreaktoren der Leistung von 1000 MWel [5.12] berücksichtigen bisherige Erfahrungen und schlagen verbesserte Sicherheitskonzepte mit noch mehr Fail-safe-Vorrichtungen vor. Die weitergehende hypothetische Schadenspropagationen bis hin zu einer Kernschmelze wird sicherheitstechnisch beherrscht. Dem durch die Katastrophe von Tschernobyl bekannt gewordenen Siedewasserreaktor RBMK 1000 liegt ein anderer Aufbau zugrunde, bei dem die Moderation durch Graphit geschieht. Die Brennelemente sind in individuellen Bohrungen (Druckröhren) eines großen Graphitblocks eingelassen. Falls der Reaktor überkritisch wird, kann es bei Versagen der Regeleinrichtungen zu einer Leistungsexkursion kommen, die im Gegensatz zu Reaktoren westlicher Bauart nicht durch die Selbstregelung über das Verdampfen des Moderators zu einem unterkritischen Zustand und dann zum Abstellen führt. Wenn durch eine Leistungsexkursion das Kühlmedium im RBMK verdampft, wird die Neutronenmoderation und damit die Kernspaltung weiter auf-

5.4 Reaktortypen

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rechterhalten, da der feste Graphitmoderator weiterhin seine Funktion erfüllt. Dies führte letztlich zur bekannten Tschernobyler Katastrophe, bei der es zur Dampfexplosion und Graphitbrand unter Freisetzung des radioaktiven Materials gekommen ist. Allerdings wurden die automatischen Regel- und Sicherheitseinrichtungen, insbesondere das Notkühlsystem, unter Missachtung sämtlicher Vorschriften vom Bedienpersonal manuell bewusst außer Kraft gesetzt, um eine Versuchsreihe zu fahren.

5.4.3 Kernkraftwerk mit Druckwasserreaktor Druckwasserreaktor-Kraftwerke DWR (Pressurized Water Reactor PWR) als weitere Vertreter von Leichtwasser-Reaktoren, d.h. thermische Reaktoren, haben zwei getrennte Wasserkreisläufe (Bild 5.16). Der Primärkreislauf kühlt den Reaktorkern und gibt seine Wärme über Wärmeübertrager (Dampferzeuger) an den Sekundärkreis (Dampfkraftwerkspozess) ab. Aus den gleichen, im Vorkapitel beschriebenen Gründen, wird im Sekundärkreis ein Sattdampfprozess mit etwa 50 bar und 270 °C gefahren. Der Primärkreis mit etwa 150 bar verhindert im Reaktor das Sieden, so dass die Gefahr von Siedekrisen minimiert ist und die Moderation gleichmäßig ist. Druckwasserreaktoren haben üblicherweise drei bis vier getrennte Primärkreisläufe und damit auch drei bis vier separate Dampferzeuger. Die Frischdampfleitungen der Dampferzeuger speisen einen einzigen Turbosatz. Das den Reaktor umgebende Sicherheitscontainment ist so ausgelegt, dass es bei dem größten anzunehmendem Unfall das gesamte verdampfende Wasser des Primärkreises aufnimmt und zudem den Reaktor gegen äußere Einwirkungen – Erdbeben, Explosion, Flugzeugabsturz – schützt (Bild 5.11).

Bild 5.16: Vereinfachter Wärmeschaltplan eines Druckwasserreaktors

Da es eine Vielzahl verschiedener Hersteller und Baulinien von Druckwasserreaktoren gibt, wird exemplarisch der Aufbau des in Deutschland zuletzt gebauten Kernkraftwerks GKN II (Gemeinschaftskernkraftwerk Neckar, zweiter Reaktor an diesem Standort) vorgestellt. Januar 1984 war der Baubeginn, schon im April 1989 wurde der kommerzielle Betrieb aufgenommen. Die Zuverlässigkeit dieses Kernkraftwerksblockes nimmt weltweit einen Spitzenplatz mit einer Verfügbarkeit von deutlich über 95 % ein [5.20]. Tabellen 5.5 und 5.6 listen die Hauptdaten des GKN II. Die elektrische Bruttoleistung im Auslegungspunkt ist 1365 MW. Der Primärkühlkreis besteht aus vier separaten Kreisläufen, die jeweils einen Dampferzeuger speisen. Der Reaktor, der Primärkreislauf und die vier Dampferzeuger sind im kugelförmigen Sicherheitscontainment untergebracht. Die derzeit genehmigte Anreicherung mit starkem Kernbrennstoff ist 4,5 %. 193 Brennelemente mit insgesamt 57.900

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Brennstäben und 4.632 Führungsrohren für Steuerstäbe (Absorberstäbe), Messsonden oder für andere Zwecke sind installiert. Tabelle 5.5: Druckwasserreaktor Gemeinschaftskernkraftwerk Neckar II, GKN II; Primärkreislaufdaten und Reaktordruckbehälter mit Kernaufbau [5.20] Thermische Leistung des Reaktors Anzahl der Kühlkreisläufe Primärdruck Eintrittstemperatur des Kühlwassers in Reaktorbehälter Austrittstemperatur des Kühlwassers aus Reaktorbehälter Massenstrom des Kühlwassers Innendurchmesser des Zylinders Wanddicke des Zylinders Dicke der inneren Edelstahl-Plattierung Höhe des Behälterunterteils (ohne Deckel) Zahl der Deckelschrauben Werkstoff des Druckbehälters Anzahl der Brennelemente mit 14 x 14 Matrix Anzahl der Steuerelemente Aktive Länge der Brennelemente Brennstabaußendurchmesser Werkstoff der Brennstabhülle Gesamtgewicht eines Brennelements Gewicht des Brennstoffs (starker und schwacher Kernbrennstoff) Mittlere Stableistung Mittlere volumenspezifische Leistung

3850 MW 4 158 bar 291 °C 326 °C 17.672 kg/s 5.000 mm 250 mm 6 mm 9750 mm 52 20MnMoNi55 193 61 3900 mm 9,5 mm Zircaloy-4 826 kg 103.000 kg 16,7 W/mm 93 MW/m3

Tabelle 5.6: GKN II; Sekundärkreislauf und Dampferzeuger [5.20] Elektrische Bruttoleistung des Turbosatzes Elektrischer Eigenbedarf für Kühltürme, Pumpen usw. Elektrische Nettoleistung Anzahl der Dampferzeuger Wärmeleistung pro Dampferzeuger (die gesamte Leistung der Dampferzeuger ist größer als die Leistung des Reaktors) Heizfläche pro Dampferzeuger Anzahl der Heizrohre Werkstoff der Heizrohre Höhe der Dampferzeuger Durchmesser des Rohrbodens Frischdampfdruck am Austritt der Dampferzeuger Frischdampftemperatur am Austritt der Dampferzeuger Speisewassertemperatur am Eintritt der Dampferzeuger Massenstrom des Arbeitsfluids

1.365 MW 96 MW 1.269 MW 4 967 MW 5.400 m2 4.118 INCOLOY 800 21.500 mm 3.667 mm 63,5 bar 279 °C 218 °C 2.126 kg/s

5.4 Reaktortypen

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Der Sekundärkreis ist wieder ein Sattdampfprozess mit ähnlichen thermodynamischen Daten wie beim Siedewasserreaktor erläutert. Der Turbosatz besteht aus einer doppelflutigen Hochdruckturbine und zwei nachgeschalteten parallelen doppelflutigen Niederdruckturbinen. Sämtliche Sicherheitseinrichtungen sind redundant und divers ausgeführt. Bild 5.11 zeigt den Schnitt durch ein Druckwasserreaktor-Containment mit seinen verschiedenen Sicherheitseinrichtungen, wie sie beim GKN II realisiert sind: x x x x x x x x x x x x

Fail-safe-Abschaltstäbe und zusätzliche diverse Abschaltmechanismen Inhärente Sicherheit Redundante Speisewasserpumpen Bypass- und Abblaseventile im Sekundärkreis Druckfester Sicherheitsbehälter aus Stahl Trümmerschutz des gesamten Primärkreislaufs Notkühlsystem Gebäudesprühanlage Aufrechterhaltung eines Unterdrucks gegen Leckagen Filtersystem Regelmäßige Überwachung Betonschale gegen äußere Einwirkungen (Flugzeugabstürze)

Die Abschaltstäbe sind im Normalbetrieb aus dem Kern herausgezogen und dort durch Elektromagnete gehalten. Beim Abschalten der Magnete fallen die Stäbe nach dem Fail-safePrinzip bei einem Stromausfall in den Kern. Zusätzlich ist die Boreinspeisung in das Kühlmedium vorgesehen. Zur sicheren Wärmeabfuhr im Falle einer unerwünschten Leistungserhöhung des Reaktors oder des Ausfalls der Kühlsenke sind redundante Speisewasserpumpen in jedem Sekundärkreis, das Turbinenbypassventil und Abblaseventile vorhanden, die als Wärmesenke dienen und einen Druckaufbau verhindern. Die inhärente Sicherheit ist durch den negativen Reaktivitätskoeffizienten des Kühlmediums und die zurückgehende Moderation, was den Reaktor unterkritisch werden lässt, wenn das Kühlfluid verdampfen würde, gegeben. Wichtigstes Sicherheitselement bei westlichen DWR ist das druckfeste Containment aus Stahl, das die Freisetzung von radioaktivem Material verhindert und somit eine Vielzahl von unterschiedlichsten Störfällen bis hin zu schweren Kühlmittelverlusten absichert. Der Sicherheitsbehälter nimmt im Falle des GAU den gesamten Inhalt des Primärkreises und den eines Dampferzeugers des Sekundärkreises auf. Der Reaktor mit Primärkreis und Dampferzeuger ist mit einem Betonmantel als Trümmerschutz umgeben. Selbst Kabel- und Leitungsdurchdringungen, die durch Kammern mit einem separaten Absaugsystem geführt sind, werden kontinuierlich auf Dichtheit kontrolliert. Die Lüftungskanäle werden bei Aktivitäts- oder größerer Kühlmittelfreisetzung automatisch durch redundante Ventile geschlossen. Im Normalbetrieb herrscht im Containment ein leichter Unterdruck. Innerhalb des Containments ist das Notkühlsystem und das Gebäudesprühsystem untergebracht, bei deutschen Druckwasserreaktoren je vier redundante und diversitäre Systeme. Im Falle eines Kühlmittelverluststörfalls, der den GAU einschließt, aktiviert sich zuerst das Notkühlsystem, das sowohl mittels redundanten Pumpen als auch den unter Druck stehenden Speichern mit boriertem Wasser den Reaktorbehälter durch redundante Einspeisestellen kühlt, was bald den drucklosen Zustand im Reaktor einstellt. Das Gebäudesprühsystem senkt den durch die Dampffreisetzung aufgebauten Druck im Sicherheitscontainment ab. Gleichzeitig wird ein Großteil des bei einer Schädigung des Cores

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freigesetzten radioaktiven Jods vom Wasser aufgenommen. Die Notkühl- und Gebäudesprühsysteme sind nicht auf das Stromnetz angewiesen. Der Sicherheitsbehälter ist nochmals von einer bewehrten Betonschale umgeben, die als Strahlenabschirmung bei innerer Radioaktivitätsfreisetzung und gegen Einwirkungen von außen (Flugzeugabstürze, Explosionen) dient. Zwischen Stahlcontainment und äußerer Betonschale liegt ein durch Schleusen zugänglicher, begehbarer Schalenraum, um Wiederholungsprüfungen zu erlauben. Dieser Raum wird auf Unterdruck gehalten. Die notwendigen Gebläse fördern die Abluft über die Filterstrecke und den Abluftkamin. Somit werden bei schweren Störfällen und bei gleichzeitigen Leckagen im Containment Spalt- und Aktivierungsprodukte im Filter zurückgehalten. Nicht rückhaltbar sind Spaltedelgase, die mittels Kamin in großer Höhe freigesetzt, verteilt und verdünnt werden. Die Unterschiede in den Sicherheitseinrichtungen von Siedewasserreaktoren sind durch die höhere Leistungsdichte von etwa 100 MW/m3 bedingt. Die Sicherheitskonzepte des neukonzipierten Europäischen Druckwasserreaktors EPR gehen über den GAU (Vollbruch eines Kühlmittelstrangs) hinaus, indem noch konsequenter als bisher Fail-safe-Vorrichtungen zur Anwendung kommen sollen und die weitergehende hypothetische Schadenspropagation bis hin zu einer Kernschmelze mitberücksichtigt wird, mit entsprechenden zusätzlichen sicherheitstechnischen Maßnahmen (Kernschmelzbassin [5.12]). Der EPR ist eine Evolution auf den neuesten Stand der Technik. In der ehemaligen Sowjetunion wurden ebenfalls Druckwasserreaktoren entwickelt. Die WWER-Reaktoren haben hexagonal angeordnete Brennelemente, liegende Dampferzeuger und Hüllrohre aus Zirkonium-Niob-Legierung. Auf das druckaufnehmende Sicherheitscontainment wurde verzichtet und dafür ein Druckabbausystem mittels Notkühlung gewählt.

5.4.4 CANDU Reaktor CANDU (Canada Deuterium Uranium) ist ein schwerwassermoderierter Reaktor, dessen Brennstoff Natururan ist. Er ist ein Druckwasserreaktor mit Sicherheitscontainment und vier Dampferzeugern bei zwei parallelen Primärkreisen. Im Primärkreis strömt Wasser bei etwa 120 bar durch mehrere kurze Druckröhren, die ein Brennelement von 37 mit Natururan-Dioxid gefüllten Brennstäben beinhaltet. Die kleinen Druckröhren ersetzen den großen teuren Reaktordruckbehälter. Hunderte dieser Druckröhren sind horizontal in einem größeren Behälter, dem Kalander, untergebracht, der unter Atmosphärendruck (drucklos) mit Schwerwasser gefüllt ist und die Moderation ausführt. Das Moderatorwasser hat eine niedrige Temperatur. Die Regel- und Abschaltstäbe werden im Kalander zwischen die Druckröhren gefahren. Der Kalander mit dem gesamten Primärkreis und den Dampferzeugern ist in einem zylindrischen Sicherheitscontainment aus Beton, das ein Notkühlsystem für den Kühlmittelverlust-Störfall beinhaltet, installiert. Daneben besitzt das große Wasservolumen des Kalanders eine enorme Wärmekapazität und gilt deshalb auch als Sicherheitsbarriere. Der erzielbare Abbrand ist, da Natururan zum Einsatz kommt, mit weniger als 10 MWd/kgBst deutlich geringer als bei Leichtwasserreaktoren. Der Sekundärkreis ist wieder ein Clausius-Rankine-Prozess, bei dem die Turbinen mit Sattdampf beaufschlagt werden. Die Version CANDU 6 hat eine elektrische Leistung von 700 MW. Bild 5.17 zeigt das vereinfachte Schaltbild eines CANDU-Kraftwerkes [5.14].

5.4 Reaktortypen

95 Dampferzeuger

Sekundärkreis

Primärkreis

G Kalander

Primärkreis Moderatorfluid

Druckröhren Moderatorpumpe

Bild 5.17: Vereinfachte Wärmeschaltung CANDU

5.4.5 Schnelle Brüter Dieser Reaktor hat eine Konversionsrate größer Eins, d.h. es entsteht mehr starker Kernbrennstoff als durch Spaltung verbraucht wird. Brutstoffe sind i.a. 92U238 oder 90Th232, wobei letzteres 92U233 erbrütet. Um genügend schnelle Neutronen zu erhalten, ist auf die Moderation verzichtet. Als gering neutronen-absorbierende Kühlfluide kommen Gase oder flüssiges Natrium zum Einsatz. Der Reaktor ist in zwei Zonen unterteilt. Innen befindet sich die Spaltzone, die eine hohe Brennstoffdichte und hohe Anreicherung mit starken Kernbrennstoffen aufweist, um wenig Absorption und Abbremsung der Neutronen zu erhalten, um also schnelle, möglichst viele Neutronen für hohe Brutraten bei immer noch ausreichend hohen Spaltraten zu gewährleisten. Die äußere Zone ist der Brutmantel, der vorwiegend aus 92U238 oder 90Th232 besteht. Da in der inneren Spaltzone hohe Leistungsdichten erzielt werden, bietet sich Natrium wegen seiner hohen Leitfähigkeit als Kühlmittel an. Ein besonderes Problem bereitet die chemische Reaktion von Natrium und Wasser, die bei Leckagen zwischen Primär- und Sekundärkreislauf auftreten kann. Der deutsche SNR 300 hat insgesamt drei getrennte Kreisläufe. Über den Sekundärkreislauf, auch mit Natrium, gibt das Primärkühlfluid seine Wärme an den tertiären Clausius-Rankine-Dampfkraftwerksprozess ab, der mit Wasser betrieben wird. Bild 5.18 veranschaulicht das Prinzip des SNR 300 (Schneller natriumgekühlter Reaktor, 300 MWel). Um die Wasser-Natrium-Reaktion zu beherrschen, ist beim SNR-300 in Kalkar eine Stickstofffüllung des inneren Containments realisiert. Das äußere Containment ist in geringem Abstand von einer dichten Blechhaut umgeben. Im Spalt wird Unterdruck gehalten, um für eine gewisse Zeit nach einem Unfall eine Nullleckage zu erreichen. Weiterhin wird bei der sicherheitstechnischen Auslegung eine Kernschmelze unterstellt. Diese soll durch eine gekühlte Auffangvorrichtung, die die Nachwärme abführt und eine unterkritische Brennstoffanordnung herstellt, beherrscht werden.

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Weltweit sind mehrere schnelle Brüter in Frankreich, Japan, Russland in Betrieb. Der deutsche SNR 300 ist demontiert.

Bild 5.18: Schnitt durch den Schnellen Brüter SNR 300 [5.15]

5.4.6 Gasgekühlte Reaktoren, Hochtemperaturreaktor In diesen Reaktoren wird Gas, d.h. Helium wegen seiner Stabilität im Neutronenfluss als Kühlfluid des Reaktorkerns eingesetzt. Da Gase wegen ihrer geringen Dichte nicht moderieren, wird Graphit als Moderator eingesetzt. Die Besonderheit der deutschen Entwicklung des Hochtemperaturreaktors sind seine kugelförmigen, tennisballgroßen Brennelemente aus Graphit, in denen kleine Brennstoffpartikel dispergiert sind (Bild 5.19). Diese Graphitkugeln bilden als Schüttung den Reaktorkern, weshalb diese Reaktorlinie als Kugelhaufenreaktor bekannt ist (Bild 5.20). Als Erfinder dieses Konzepts gilt Prof. Schulten [5.18]. Gegenüber Zircaloy-Hüllmaterialien erlauben die Graphitkugeln wesentlich höhere Kühlmitteltemperaturen. Im THTR 300 (Thorium-Hochtemperatur-Reaktor, 300 MWel [5.19], jetzt stillgelegt) wurde das Helium bei fast 40 bar im Primärkreis auf 750 °C erwärmt. Das Helium wird über Gebläse durch den Kugelhaufen gedrückt und übernimmt die Spaltungswärme. Zur Regelung werden Absorberstäbe in den Kugelhaufen gedrückt. Wegen Dichtigkeitsproblemen bei der mit Helium betriebenen, geschlossenen Gasturbine wurde davon Abstand genommen, einen Joule-Brayton-Prozess zu betreiben. Auch beim THTR wurde im Sekundärkreis über heliumerwärmte Dampferzeuger ein Dampfkraftwerksprozess betrieben (Bild 5.20). Entsprechend der gewünschten Konversionsrate ist die Anreicherung, die Brennstoffmasse und der Brutstoffanteil in den Brennstoffpartikeln zu variieren. Beim THTR 300 wurde als Brutstoff 90Th232 verwendet, der den starken Kernbrennstoff