Energietechnik, 4.Auflage

Richard A. Zahoransky

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Energietechnik

Aus dem Programm

Energie und Umwelt

Wasserstoff in der Fahrzeugtechnik von H. Eichlseder und M. Klell Windkraftanlagen von R. Gasch und anderen Industrial Ecology von A. von Gleich und S. Gößling-Reisemann

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Umweltschutz in der Automobilindustrie von D. Gruden

Elektrische Energieversorgung von K. Heuck, K.-D. Dettmann und D. Schulz

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Brennstoffzellentechnik von P. Kurzweil

www.viewegteubner.de

Richard A. Zahoransky

Energietechnik Systeme zur Energieumwandlung. Kompaktwissen für Studium und Beruf 4., aktualisierte und erweiterte Auflage Mit 389 Abbildungen und 44 Tabellen

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STUDIUM

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Unter Mitarbeit von Elmar Bollin, Helmut Oehler und Udo Schelling

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

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1. Auflage 2002 2., überarbeitete und erweiterte Auflage 2004 3., überarbeitete und erweiterte Auflage 2007 4., aktualisierte und erweiterte Auflage 2009

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Alle Rechte vorbehalten © Vieweg +Teubner | GWV Fachverlage GmbH, Wiesbaden 2009 Lektorat: Thomas Zipsner | Imke Zander Vieweg +Teubner ist Teil der Fachverlagsgruppe Springer Science+Business Media. www.viewegteubner.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. Die Wiedergabe von Gebrauchsnamen, Handelsnamen, Warenbezeichnungen usw. in diesem Werk berechtigt auch ohne besondere Kennzeichnung nicht zu der Annahme, dass solche Namen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz-Gesetzgebung als frei zu betrachten wären und daher von jedermann benutzt werden dürften. Umschlaggestaltung: KünkelLopka Medienentwicklung, Heidelberg Technische Redaktion: Stefan Kreickenbaum Druck und buchbinderische Verarbeitung: MercedesDruck, Berlin Gedruckt auf säurefreiem und chlorfrei gebleichtem Papier. Printed in Germany ISBN 978-3-8348-0488-4

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Vorwort zur vierten Auflage Die Energieversorgung wird zunehmend weltweit zur zentralen Herausforderung der modernen Gesellschaft. Diese von Fachkollegen seit langem vorhergesagte Entwicklung hat in jüngster Zeit verstärkten Eingang in die politische Diskussion gefunden. Der unmittelbare Anlass findet sich in den turbulenten Veränderungen der Ölmärkte. Ökonomische, ökologische, soziologische und soziale Aspekte sind in hochkomplizierter Weise verknüpft und verlangen die fundierte, auf sorgfältiger und ideologiefreier Analyse beruhenden Antwort des mit den mathematisch-naturwissenschaftlichen Grundlagen vertrauten Ingenieurs. Dass dieser sich Gehör verschaffen muss, war schon immer ein Anliegen von Richard Zahoransky und seinen Koautoren und ist wohl die Triebfeder für die Vorlage dieses so viel genutzten Buches.

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Dabei werden vor allem die jungen Ingenieurstudenten wie auch die Studierenden mathematisch-naturwissenschaftlicher und wirtschaftswissenschaftlicher Studiengänge in verständlicher Sprache in die in erster Linie durch die Hauptsätze der Thermodynamik bestimmte technologische Umsetzung und ihre Anwendung geführt. Sehr zu begrüßen ist die Möglichkeit zur Überprüfung der Lehrinhalte anhand eingängiger Beispielrechnungen am Ende eines jeden Kapitels. Die detaillierte Diskussion neuester wissenschaftlicher Ergebnisse muss dabei hinter der Darstellung der Prozesse und der zukünftigen Lösungsmöglichkeiten zurückstehen.

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Das Buch ist deshalb auch denen als Grundlage zu empfehlen, die als Fachfremde die anstehenden politischen Entscheidungsprozesse beeinflussen wollen oder die Verantwortung tragen müssen. Ich bin vom weiteren Erfolg des Buches überzeugt. Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. mult. Sigmar Wittig

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Karlsruhe, im August 2008

Vorwort des Autors zur vierten Auflage Die politische Diskussion um die Energieversorgung und steigende Energiekosten haben nach Meinung des Autors unerwartet schnell die vorliegende vierte Auflage des Buches „Energietechnik“ notwendig gemacht. Einige Kapitel wurden tiefergehend überarbeitet bzw. aktualisiert, im Wesentlichen Gasmotoren, Bioenergie und Kyoto-Protokoll. Auffälligste Änderung gegenüber der dritten Auflage sind exemplarische Übungsaufgaben mit ausführlichen Lösungen zu jedem Kapitel. Damit wurde dem Wunsch vieler Leser Rechnung getragen. Das Buch bleibt leicht verständlich und gibt einen Überblick über die Energietechnik, mit Ausnahme der elektrischen Energietechnik. Den Mitarbeitern dieses Buches Udo Schelling, Elmar Bollin und Helmut Oehler sei herzlich Dank für die Kapitel 9, 12 und 18, sowie für die Überarbeitung von Kap. 2 ausgesprochen. Todtnau, im August 2008

Prof. Dr.-Ing. Richard A. Zahoransky

VII

Inhaltsverzeichnis Verzeichnis der verwendeten Formelzeichen und Abkürzungen ........................................ XV 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 ............................................................................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur ......................................................................................................................... Anhang ..........................................................................................................................

5 5 6 7 8 9 10 10 11 12 12 13 14

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 ........................ 3.6 Entwicklungen in der Energietechnik .................................................................. Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

17 18 19 21 21 22 25 26 27

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 Exergetische Betrachtung ........................................................................ 4.1.6 Wärmeauskopplung ................................................................................. 4.1.7 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 .................................................................................

28 29 29 30 31 31 33 34 34 35 37 39 39 40 40 40

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

VIII

Inhaltsverzeichnis

Dampferzeuger .................................................................................................... 4.4.1 Allgemeine Zusammenhänge .................................................................. 4.4.2 Feuerung .................................................................................................. 4.4.3 Strömungsformen .................................................................................... 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 ..................................................................................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

42 43 45 45 47 48 48 51 51 54 55 55 55 56 57 58 59 60 61 63 63 63 63 64 64 64 65 66 67 67 68 70 73

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 .......................................................................................

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4.4

Inhaltsverzeichnis

IX

Sicherheitsphilosophie ......................................................................................... Reaktortypen ........................................................................................................ 5.4.1 Übersicht der Reaktortypen ..................................................................... 5.4.2 Kernkraftwerk mit Siedewasserreaktor ................................................... 5.4.3 Kernkraftwerk mit Druckwasserreaktor .................................................. 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 .................................................................................................. Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

94 96 96 96 101 104 105 106 108 109 110 111 111 113 116 118

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 ..................................................................................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur ......................................................................................................................... Anhang ..........................................................................................................................

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5.3 5.4

X

Inhaltsverzeichnis 147 148 149 151 155 156 159 161 162 163 166

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 Dual Fuel (Zweistoff-Motor, Feuerstrahl-Motor) ................................................ 8.6 Hybridmotoren ..................................................................................................... 8.7 Notstromaggregate ............................................................................................... 8.8 Emissionsminderung ............................................................................................ 8.8.1 Otto-Motor .............................................................................................. 8.8.2 Diesel-Motor ........................................................................................... 8.8.3 Gasmotoren ............................................................................................. 8.9 Motorregelung für energetische Zwecke ............................................................. Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

167 167 172 175 178 178 180 183 183 187 188 188 189 189 192 193 194

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 ................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

196 196 197 198 200 202 203 206 207 209 211 213 217 218

10 Kraft-Wärmekopplung und Blockheiz-Kraftwerke BHKW ................................... 10.1 Wärmeauskopplung bei Dampfkraftwerken ........................................................ 10.1.1 Gegendruckbetrieb .................................................................................. 10.1.2 Entnahme- und Anzapfbetrieb .................................................................

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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 ....................................................................................................... 7.7 Regelung, Betriebsverhalten ................................................................................ 7.8 Entwicklungen ..................................................................................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

Inhaltsverzeichnis

XI

Wärmeauskopplung bei Gasturbinen ................................................................... Wärmeauskopplung bei Kombikraftwerken (GuD) ............................................ Wärmeauskopplung bei Kolbenmotoren ............................................................. Wärmeauskopplung bei anderen Prozessen ........................................................ Dimensionierung von BHKW ............................................................................. 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 .............................................................................. Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

224 225 226 228 229 231 233 233 235 237 238 241

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 .............................................................................. Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur ......................................................................................................................... Anhang 11.1 Herleitung Euler’sche Turbinenhauptgleichung ..................................... Anhang 11.2 Herleitung der Energie von Meereswellen ..............................................

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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 ..............

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10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7

276 278 278 279 279

XII

Inhaltsverzeichnis

281 283 286 286 287 287 288 290 294 294 295 296 296 297 298 299 299 300 300 301

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 .................................................................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur ......................................................................................................................... Anhang ...........................................................................................................................

302 302 303 304 304 304 307 308 309 310 311 314 314

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 ......................................................................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

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15 Geothermie ................................................................................................................... 15.1 Potenzial der Geothermie ..................................................................................... 15.2 Geothermische Kraftwerkskonzepte, Überblick .................................................. 15.3 Direkte Dampfentspannung .................................................................................

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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 .................................................................. 12.5 Solarthermische Kraftwerke ................................................................................ 12.5.1 Zur Einführung ........................................................................................ 12.5.2 Solarturmkraftwerke ................................................................................ 12.5.3 Parabolrinnenkraftwerke ......................................................................... 12.5.4 Fresnel-Kollektoren ................................................................................. 12.5.5 Dish-Stirling-Systeme ............................................................................. 12.5.6 Aufwindkraftwerke ................................................................................. Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

Inhaltsverzeichnis

XIII 330 331 331 333 335 337 337 338 339 339 339 341

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 ......................................................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

342 343 344 345 346 347 349 350

17 Energieverteilung, Energiespeicherung ..................................................................... 17.1 Energieverteilung ................................................................................................ 17.1.1 Mineralöltransporte ................................................................................. 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 ................................................................................ Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

351 351 351 352 354 355 356 357 357 357 359 361 361 362 363 364 366

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 ............................................................................................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

367 367 367 369 373 374 375 377 378 378

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15.4 Flushprinzip ......................................................................................................... 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 .................................................................................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur .........................................................................................................................

XIV

Inhaltsverzeichnis

Le x

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 ........................................................................................................... Übungsaufgaben ............................................................................................................ Literatur ......................................................................................................................... Anhang ...........................................................................................................................

380 380 381 383 383 384 384 385 385 386 387 387 387 387 388 388 389 390 391

pp

Lösungen der Übungsaufgaben ........................................................................................ 393

sU

Sachwortverzeichnis .......................................................................................................... 441

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. 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

BE BDI BHKW BKV BMWi BNA BNE b beff CP CPmax CDM CER COP

pp

sU

APV ABZ AFC AFM+E AM a a a aE aM B B

Le x

Kürzel

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 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)

pp

cvRG cW D DMFC DN DNA DOE DVG DZ E E E E EEl EFis EFus EGes Ei EKin Emax EPot EQ EPV,use

sU

cpRG cpW cu cv cvD cvGes

Le x

Kürzel

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

1 J V V/m W/m2/m J J J J J J V J J J

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

XVII

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 -

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

pp

sU

F F FA Fu Fx FW FEDV g

Le x

Kürzel

-

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

m J m J J J m -

XVIII

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen 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

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

pp

sU

k1 k2 L L

Le x

Kürzel

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

Erläuterung

Einheit

MZ m mB  = dm/dt m  m Anz = dmAnz/dt  Br = dmBr/dt m  D = dmD/dt m  FD = dmFD/dt m  mGes = dmGes/dt  Heiz = dmHeiz/dt m  mid = dmid/dt  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

pp

sU

 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.

Le x

Kürzel

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

XX

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen 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

sU

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

pp

Le x

Kürzel

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

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen Kürzel  Koll = dQ /dt Q Koll  Q Kühl = dQKühl/dt  KW = dQ /dt Q KW  Q N = dQN/dt  RG = dQ /dt Q RG  S = dQ /dt Q S  umg = dQ /dt Q

Erläuterung

XXI Einheit

sU

pp

Le x

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 Dem Dampfkraftwerk zugeführter Wärmestrom im Q 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 qF Flächenspezifischer Erdwärmestrom 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

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 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

sU

pp

Le x

Kürzel

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

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

VDEW VDN VIK VKU VNB VV v v´´ v v10 W WMB Weff

pp

sU

U0C UCTE ULEV UNEP UNFCCC u uSp u.T. V Vh Vk Vp  D = dVD/dt V  RG = dVRG/dt V Vh Vk Vi

Le x

Kürzel

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 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   s s,max S,s i

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 -Strahlung (He-Kerne) Höhenwinkel der Sonne Maximaler Höhenwinkel der Sonne Absorptionskoeffizient der Absorberfläche Winkel -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

, -



sU

pp

Le x

Kürzel

Verwendete Formelzeichen und Abkürzungen

XXV

Erläuterung

Einheit

 S   e G G0

-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

TRG-D TRG-fl  max C K W

AK

Bst

C

eff

el

el,Sys

F

G

Ges

GT

pp

hT,s

sU

H H0 hs

Le x

Kürzel

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 Erläuterung

Einheit

g

i

K

Koll

L

Modul

m

O

s

T

th

thermod

th,Ges

DT

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

Um

2 z ϑ ϑa ϑa,0 ϑWW ϑu ϑKW M



   

pp

thGT

sU

thDT

Le x

Kürzel

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

Erläuterung

Einheit

L R S,a  a el

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

pp

S,s   max     

sU

f in

Le x

Kürzel

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.

Le x

10000 8000 6000 4000

pp

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], 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.

2000

0

0

10000

20000

30000

40000

sU

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 durchaus noch die Öleinheit ÖE oder Rohöleinheit gebräuchlich, die auf dem Heizwert von einem Kilogramm Erdöl beruht: 1 ÖE = 42000 kJ. Analog gilt für die Steinkohleneinheit SKE: 1 SKE = 29307,6 kJ ≈ 0,7 ÖE. 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. Weltweit wird die elektrische Energie zu knapp 66 % aus fossilen Energieträgern gewonnen, etwas über 32 % aus Wasserkraft und Kernenergie [1.7]. 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:

2

1 Einleitung

• Die Energiewandlung geschieht durch Verbrennung mit der unvermeidbaren Kohlendioxidproduktion und Freisetzung anderer Schadstoffe. Kohlendioxid gilt als Verursacher einer globalen Erwärmung. • 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.

Le x

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.

pp

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.

sU

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 elektri-

Literatur zu Kapitel 1

3

sche 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. 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. 4,4 %

4,8 % 21,4 %

Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Übrige Windkraft Wasserkraft Mineralöl

Le x

26,3 %

26,3 %: 23,9 %: 21,4 %: 11,6 %: 6 %: 4,8 %: 4,4 %: 1,7 %:

23,9 %

6%

1,7 %

pp

11,6 %

Bild 1.2: Anteil der Energieträger an der Bruttostromerzeugung in Deutschland 2006 [1.5]

sU

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 zu Kapitel 1 [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

4

1 Einleitung

sU

pp

Le x

[1.4] EEG Erneuerbare Energiegesetz, Bundesgesetzblatt [1.5] www.bmwi.de: Energie Daten 2006, Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, Ref. Öffentlichkeitsarbeit, Bonn, 2007 [1.6] K. Heinloth, Die Energiefrage: Bedarf und Potenziale, Nutzung, Risiken und Kosten, 2. Auflage, Vieweg-Verlag, 2003 [1.7] International Energy Association Website, http://www.iea.org, 2007

5

2 Energietechnische Grundlagen

2.1 Energieformen

Le x

Energie hat die Einheit Joule J. Energie tritt in verschiedenen Erscheinungsformen auf und kann, beispielsweise gemäß Tabelle 2.1 klassifiziert werden. 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) ergeben kann, unter Kernenergie diejenige Energiefreisetzung, die bei kerntechnischen Reaktionen (Kernspaltung, Kernfusion) auftritt. Die thermische Energie ist am häufigsten anzutreffen. Umgangssprachlich wird sie oft fälschlich als Wärme bezeichnet, da die Übertragung von Wärme1 i.d.R. die thermische Energie ändert. Tabelle 2.1: Energieformen (unvollständige Aufzählung) Natürliche Form

Berechnung2

Kinetische Energie

Bewegung von Körpern und Fluiden

EKin = ½ m v2 bzw. ERot = M 

Potenzielle Energie

Lageenergie

EPot = m g z

Thermische Energie

pp

Energieform

Innere Energie, Enthalpie

ETh = m c T

Brennwert von Brennstoffen

Echem = m Ho

Energie elektromagnetischer Wellen, Strahlungsenergie

Energie von Mikrowellen, Radiowellen, Wärmestrahlung

EQ = h  (Energie des Strahlungsquantums)

Spaltungsenergie: Spaltung schwerer Atomkerne

Freisetzung der Bindungsenergie der Nukleonen3

EFis = A BE

Fusionsenergie: Verschmelzung leichter Atomkerne

Freisetzung der Bindungsenergie der Nukleonen

EFus = A BE

sU

Chemische Energie

Eine Arbeit bewirkt eine Änderung der Energie bzw. wird aus dieser gewonnen. 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 die Abnahme der potenziellen Energie einer Masse EPot = m g z < 0 lässt sich durch technische Maßnahmen mechanische Ar1 Wärme und Arbeit werden als Prozessgrößen bezeichnet, da deren Übertragung eine Änderung des

Zustands bewirkt (Zustandsänderung = Prozess). Konsequenterweise erhalten Prozessgrößen einen Doppelindex. 2 Definition der Symbole im Verzeichnis der Formelzeichen 3 Siehe Kapitel 5

6

2 Energietechnische Grundlagen

beit leisten, z. B. um ein Gewicht zu heben oder eine Feder zusammenzudrücken. Analog den Energieformen gibt es verschiedene Arbeitsformen, siehe Tabelle 2.2. Tabelle 2.2: Arbeitsformen (unvollständige Aufzählung) Arbeitsform

generalisierte Kraft

generalisierter Weg

verrichtete Arbeit

lineare elastische Verschiebung

Kraft F

Verschiebung dz

dW = F ⋅ dz = σ ⋅ V ⋅ d ε

Drehung eines starren Körpers

Drehmoment Md

Drehwinkel dα

dW = M d ⋅ dα

Oberflächenvergrößerung

Oberflächensp. σ ′

Fläche A

dW = σ ′ ⋅ dA

elektrische Arbeit (allgemein)

Spannung Ue

Ladung Qe

dW = U e ⋅ dQe

dW = Ue ⋅ I ⋅ dt

Le x

elektrische Arbeit (in linearem Widerstand R)

= R ⋅ I ² ⋅ dt = U ² / R ⋅ dt

magnet. Feldstärke H

magnet. Induktion dB = d ( μ0H + M )

dW = H ⋅ dB

elektrische Polarisation

elektr. Feldstärke E

dielektr. Verschiebung dD = d (ε 0E + P )

dW = E ⋅ dD

pp

Magnetisierung

sU

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 Mayer4 [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, Arbeit und Energie 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 der Energieform Wärme in Arbeit mittels thermodynamischem Kreisprozess ist der Carnot5-Wirkungsgrad C (Herleitung in Abschnitt 2.3.1):

C = 1 – TU/T 4 Julius Robert von Mayer, deutscher Mediziner, 1814-1878 5 Nicolas Leonard Sadi Carnot, franz. Physiker, 1796-1832

Gl. 2.2

2.3 Thermodynamische Kreisprozesse

7

Thermodynamische Kreisprozesse nutzen die Differenz der thermischen Energie zwischen zwei Temperaturniveaus. Falls auf weitere technische Maßnahmen verzichtet werden soll, ist das unterste Temperaturniveau durch die Umgebungstemperatur TU gegeben, entsprechend die Enthalpie und die Entropie durch HU bzw. SU. Die obere Temperatur T ist durch die genutzte Wärmequelle (Verbrennung, Solarstrahlung o.ä.) bestimmt. Damit lässt sich die aus dieser Wärmemenge maximal gewinnbare Arbeit als Zustandsgröße Exergie6 Ex formulieren. Der Begriff Exergie ist nicht auf Wärmemengen begrenzt, er kann auf jede Energieform angewandt werden und ist auch als „Arbeitsfähigkeit“ interpretierbar. Der nicht umwandelbare Anteil einer Energieform ist die Anergie. Die Energie ist die Summe von Exergie und Anergie. Die Exergie der Enthalpie EH ergibt sich (siehe beispielsweise [2.2]) zu: Ex = EH = H – HU – TU (S - SU)

Gl. 2.3a

7

Die Exergie der Wärme EQ berechnet sich, wie durch Vergleich mit dem CarnotWirkungsgrad gleich ersichtlich wird, gemäß: Ex = EQ = Q (1 – TU/T)

Gl. 2.3b

Le x

Liegt die thermische Energie Eth bei einer Temperatur nahe der Umgebungstemperatur TU vor, so ist deren Carnot-Wirkungsgrad und damit deren Exergie gering. Die thermische Energie kann nur teilweise über einen Kreisprozess in Arbeit umgewandelt werden.

sU

pp

2.3 Thermodynamische Kreisprozesse

Bild 2.1: Willkürlicher Kreisprozess im T,s-Diagramm

Bei einem Kreisprozess durchläuft ein Fluid, z. B. ein Gas, thermodynamische Zustandsänderungen, die es letztlich wieder auf den ursprünglichen Zustand zurückführen. Kreisprozesse sind in Zustandsdiagrammen darstellbar. Bild 2.1 zeigt einen beliebigen Kreisprozess im T,sDiagramm. Der 1. HS ergibt für eine Änderung in einem offenen, stationär durchströmten Systems (Anhang A2): q + wt = h + ½ c2 + g z

Gl. 2.4

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

6 Der Begriff wurde 1956 nach einem Vorschlag von Zoran Rant (1904-1972) eingeführt. 7 Diese Formel gilt für Wärmeübertragung bei konstanter Temperatur, wie es in einem stationären Pro-

zess der Fall ist.

8

2 Energietechnische Grundlagen

12:

q1,2 + wt1,2

= (h2 – h1) + ½ (c22 – c12) + g (z2 – z1)

23:

q2,3 + wt2,3

= (h3 – h2) + ½ (c32–c22) + g (z3 – z2)

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

Gln. 2.5

n-1n: qn-1,n + wtn-1,n = (hn – hn-1) + ½ (cn2 – cn-12) + g (zn – zn-1) n1:

= (h1 – hn) + ½ (c12–cn2) + g (z1 – zn)

qn,1 + wtn,1

Die Bilanz aller Zustandsänderungen von 1 zurück zu 1 ist die Addition aller Einzelschritte, d. h. die Addition der Gleichungen 2.5. Die Zustandsgrößen der aufeinander folgenden Schritte haben entgegen gesetzte Vorzeichen, d. h. in der ersten Gleichung steht + 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 = Tds

Gl. 2.7

pp

Le x

Damit ist die Summe der gewinnbaren technischen Arbeit – wt gleich dem Kreisintegral Tds im T,s-Zustandsdiagramm (schraffierte Fläche in Bild 2.1). Die Summe der technischen Arbeit ist negativ, das System gibt Arbeit ab. 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 drehen sich alle Vorzeichen um, es wird Arbeit aufgebracht, um Wärme (bzw. Kälte) zu gewinnen (zu transportieren). Diese Prozesse liegen der Wärmepumpe und der Kältetechnik zu Grunde.

sU

Es ist technische Aufgabe der Energietechnik, Kreisprozesse zu konzipieren, die die leicht verfügbare Wärme, z. B. aus einer Verbrennung, in technische Arbeit umwandeln.

2.3.1 Carnot-Prozess

Der Carnot-Prozess ist ein formal einfacher Prozess, der aus vier Einzelschritten besteht. 12: Isentrope Druckerhöhung 23: Isotherme Wärmezufuhr 34: Isentroper Druckabbau 41: Isotherme Wärmeabfuhr

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

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

Gl. 2.8

2.3 Thermodynamische Kreisprozesse

9

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:

th = |wt| / qzu

Gl. 2.11

Die Wärme wird von 2 nach 3 zugeführt, q2,3 ist positiv: qzu = q2,3 = T2 s > 0

Gl. 2.12

Demgegenüber 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 folgt:

Le x

th = (T2 – T1) s / (T2 s) = 1 – T1/T2 = 1 – Tmin/Tmax = C

Gl. 2.13

pp

Der Carnot-Wirkungsgrad C ist der durch einen thermischen Kreisprozess 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 erreicht allerdings auch den Carnot-Wirkungsgrad, wenngleich die Prozessführung unterschiedlich ist (Kapitel 8).

2.3.2 Technisch realisierbare Kreisprozesse

sU

Die Qualität eines energietechnischen Prozesses wird i.d.R. durch den Wirkungsgrad beschrieben, dem Verhältnis von Ziel-Energie zu Einsatz-Energie. Da die eingesetzten Energien (kinetische oder potentielle Energie von Luft oder Wasser, Bindungsenergie des Brennstoffs, thermische Energie) jedoch unterschiedlich viel Exergie enthalten, hat z. B. der thermische Wirkungsgrad einer Wärmekraftmaschine (Gl.2.11) nur eine begrenzte Aussagekraft. Eine Wärmekraftmaschine zur Nutzung der Energie von Brüdendampf kann niemals den Wirkungsgrad bei der Nutzung einer Hochtemperaturquelle erreichen. Technische Prozesse weisen, analog zum Carnot-Prozess, oft vier Teilschritte auf. Jedoch bereiten insbesondere die isotherme Wärmezufuhr und die isotherme Wärmeabfuhr technische Probleme8. Technische Prozesse beginnen i.d.R. mit einer Druckerhöhung, die nur als Ideal isentrop zu erreichen ist, gefolgt von der Wärmezufuhr, die im Normalfall nicht isotherm erfolgt. Danach kommt die Entspannung des Fluids, wobei technische Arbeit freigesetzt wird, von der jedoch 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. 8 Eine isotherme Wärmezu- oder -abfuhr ist zwar bei Verdampfung und Kondensation prinzipiell leicht

zu erreichen, jedoch meist nicht im gewünschten Temperaturbereich; beim Arbeitsmedium Luft entfällt diese Möglichkeit prinzipiell.

10

2 Energietechnische Grundlagen

2.3.3 Irreversibilitäten Die unter diesem Abschnitt hergeleiteten Beziehungen von Kreisprozessen gelten für ideale, reversible Zustandsänderungen, bei denen die Exergie konstant bleibt. Irreversibilitäten ergeben sich durch Reibungseinflüsse und Wärmeabfuhr nach außen. Die Reibung bewegter Strömung oder bewegter Teile an Wandungen ist die nicht umkehrbare Umwandlung kinetischer Energie in Wärme, was eine Entropieproduktion bewirkt. So lassen sich die isentrope Zustandsänderungen, z. B. beim Carnot-Prozess von Zustand 1 nach 2 und von 3 nach 4, technisch nicht realisieren. Über Reibungseinflüsse erhöht sich die Entropie, so dass s2 > s1 und s4 > s3 wird. Nur durch eine gleichzeitige Wärmeabfuhr bei diesen Zustandsänderungen ließe sich die Entropiezunahme kompensieren und eine isentrope Zustandsänderung annähern. Gelegentlich wird derartiges bei Kompressoren durch Zwischenkühlung oder Wassereinspritzung (Nutzung der Verdampfungswärme) angenähert. 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).

Le x

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 = h + ½ c2 + g z

Gl. 2.14

Damit ergibt sich aus einem Kreisprozess mit irreversiblen Zustandsänderungen analog Gl. 2.6: Gl. 2.15 q + wt + j = 0,

pp

bzw. q = – wt – j

Die Reibungsarbeit reduziert somit die nutzbare technische Arbeit wt. Sie wird, abhängig vom Temperaturniveau auf dem sie anfällt, teilweise oder vollständig in Anergie umgewandelt.

sU

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 • Reflektion an der Atmosphäre und der Erdoberfläche, • Erwärmung der Atmosphäre und der Erdoberfläche, was wiederum die Verdampfung von Wasser (Wolkenbildung), thermischen Auftrieb und Winde bewirkt, • Umwandlung in Biomasse, wovon sich ein kleiner Teil in (zukünftig) fossile Brennstoffe umwandelt. Der solare Energiestrom strahlt letztlich im Jahresmittel wieder in das Weltall zurück. Lediglich die in den organischen Substanzen und die von Menschen temporär gespeicherte Energie verbleiben. Etwa 15 TW wandelt die Menschheit durch die Verbrennung fossiler Energieträger und den Einsatz der Kernenergie um. 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.

2.5 Primär- und Sekundärenergien

11

Sonnenenergie wie Wind-, Wasser- und Sonnenstrahlungsenergien sind regenerativ, da sie kontinuierlich fließen und für menschliche Verhältnisse unerschöpfbar sind. Ebenso ist die chemische Energie der Biomasse, falls nur soviel genutzt wird, wie nachwachsen kann so unerschöpflich wie die durch die Schwerkrafteinwirkung von Mond und Sonne hervorgerufene Gezeitenenergie. Weiterhin ist die geothermische Energie, der teilweise durch den heißen Erdkern und teilweise durch Kernzerfallsprozesse generierte Wärmestrom Richtung Erdoberfläche, unerschöpflich. Falls die Fusionsenergie nutzbar werden sollte, wäre eine weitere quasi 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 und eine Diskussion über die Konkurrenz zwischen Biomasse für energetische Nutzung oder Nahrungsmittelproduktion hat eingesetzt.

Le x

Im Vergleich zu diesen regenerativen Energien werden die in den vergangenen Millionen Jahren gebildeten fossilen Energieträger Kohle, Erdöl, Erdgas derzeit um ein Vielfaches schneller verbraucht, als sie sich nachbilden können. Einstrahlung der Sonne 178.000 TW: 100 % Erdwärme, Vulkane, Gezeiten 0,02 %

Reflektion in der Atmosphäre

pp

PrimärenergieVerbrauch 0,006 %

Lufterwärmung 17,3 %

sU

Konvektion 14,4 %

Reflektion an Erdoberfläche 4,2 % Organische Substanzen 0,1 %

Bild 2.3: Sankey Diagramm der durch Sonneneinstrahlung bewirkten Energieströme

Meere 33 %

2.5 Primär- und Sekundärenergien Die natürlich vorkommenden Energieformen wie Kohle, Rohöl, Erdgas, Windenergie, Wasserenergie, die noch keine menschliche Veränderung erfahren haben, gelten als Primärenergieträger bzw. Primärenergien. Alle veränderten oder veredelten Formen sind Sekundärenergieträger (z. B. Heizöl, Benzin, aufbereitete Kohle wie Briketts, Biogas, angereichertes Uran) oder Sekundärenergien (z. B. elektrische Energie, mechanische Energie). Weiterhin werden zur detaillierteren Unterscheidung noch die Begriffe Endenergie und Nutzenergie verwendet. Mit Endenergie bezeichnet man diejenige Energie, die am Ort der Nutzung vor der Nutzung vorliegt (z. B. elektrische Energie, Fernwärme), mit Nutzenergie diejenige, die beim Nutzer zur Verfügung steht und Ziel seiner Nutzung ist (z. B. mechanische Energie, Wärme, Kälte, Licht, Schall).

12

2 Energietechnische Grundlagen

Bei der Diskussion von statistischen Daten über Energieströme und Verbrauchswerte ist weiterhin zu beachten, dass trotz dieser feineren Unterscheidung z. T. noch großer Spielraum bei der Bewertung bleibt9.

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.

Übungsaufgaben

Le x

Eine umfassende, aktuelle Zusammenstellung der vorhandenen und nutzbaren Energieträger, des derzeitigen Weltenergiebedarfs, die Entwicklungstendenzen und Hochrechnungen des Energiebedarfs sind in [2.5, 2.6, 2.7] dargestellt.

2.1 Gegeben ist ein Volumen von 1m3 Wasser der Dichte ρ = 1000 kg/m3. Alle Berechnungen sind ideal durchzuführen, d. h. reibungsfrei und ohne weitere Verluste. a) Welche Arbeit ist notwendig, um das Wasser um 100 m anzuheben und gleichzeitig von 10 m/s auf 100 m/s zu beschleunigen?

pp

b) Welche Geschwindigkeit erreicht das anfänglich ruhende Wasser, wenn es in einem Stauseekraftwerk 1000 m herabfließt und dabei je kg Wasser eine mechanische Arbeit von 9 kJ abgeführt wird. Evtl. Reibung sei zu vernachlässigen, die Temperatur sei immer auf Umgebungsniveau.

sU

2.2 In einem Zylinder werde der Kolben mit einer konstanten Kraft von 500 N um 10 cm gegen den Gasdruck verschoben. Danach werde das Gas 2 Minuten lang mit einer Leistung von 5 W gekühlt. Um wie viel hat sich die spezifische innere Energie des Gases geändert, wenn die Gasmasse 0,1 kg betrug? 2.3 Ein ideales Gas werde in einem Zylinder-KolbenSystem entspannt, wobei durch gleichzeitige Temperaturregelung der skizzierte lineare Temperaturverlauf erreicht werde.

5 bar

a) Welche Volumenänderungsarbeit fällt bei der Expansion an?

2 bar

b) Wird das Gas gekühlt oder geheizt, um den linearen Verlauf zu erreichen?

p 1

2

V 0,0005 m³

0,005 m³

9 Beispielsweise wird an Haushalte ausgeliefertes Heizöl unter Beachtung des üblichen Wirkungsgrades

als Nutzwärme und somit als Nutzenergie gewertet. Da der Umwandlungswirkungsgrad von Wärme über dem durchschnittlichen liegt, „verbessert“ Heizen bei offenem Fenster, indem es den prozentualen Anteil der Nutzwärme am Gesamtumsatz erhöht, somit rein rechnerisch den Gesamtnutzungsgrad einer Volkswirtschaft. Um solche Inkonsistenzen zu minimieren, wären weitere Begriffe notwendig, z. B. ein „Energiebedürfnis“, das sich z. B. am Stand der Technik orientieren könnte.

Literatur zu Kapitel 2

13

c) Wie groß wäre die technische Arbeit, wenn die skizzierte Zustandsänderung in einer offenen Maschine (z. B. einer Turbine) erreicht werden könnte? 2.4 In einem Verdampfer werden bei konstantem Druck von 2 bar stündlich 5 Tonnen Wasser verdampft. a) Wie groß ist die Änderung der spezifischen Entropie des Wassers? b) Welchen Wirkungsgrad könnte eine Dampfmaschine mit diesem Dampf maximal erreichen, wenn die Umgebungstemperatur 20 °C betrage? 2.5 Ermitteln Sie die Änderung der spezifischen inneren Energie, wenn Wasser bei 2 bar verdampft. a) Wie groß ist die spezifische Exergie der Enthalpie von Sattdampf bei 2 bar, wenn der Umgebungszustand mit dem Tripelpunkt von Wasser identisch sei (t = 0,01 °C, h = 0 J/kg K, s = 0 J/kg K)? b) Ermitteln Sie die Änderung der spezifischen Exergie der Enthalpie, wenn Wasser bei 20 bar verdampft. Der Umgebungszustand sei 20 °C.

Le x

2.6 Ein Gasturbinen-Kraftwerk habe eine Brennstoffzufuhr äquivalent 90 MW, die Wärmeleistung im Turbinenabgas sei 60 MW. Welche Nutzleistung gibt die Gasturbine ab und wie groß ist der Wirkungsgrad des Kraftwerks, wenn der Verdichter der Gasturbine eine Leistungsaufnahme von 70 MW habe?

pp

Hinweis: Die Lösungen der Übungsaufgaben befinden sich am Ende des Buches, hinter Kap. 19.

sU

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, 7. Aufl., Vieweg+ Teubner Verlag, 2008 [2.3] H. Schaefer (Hrsg.), Nutzung regenerativer Energiequellen, Zusammenstellung von Daten und Fakten für die Bundesrepublik Deutschland, VDI Verlag, Düsseldorf, 1986 [2.4] M. J. Moran, H. N. Shapiro, Fundamentals of Engineering Thermodynamics, 2. Aufl., John Wiley & Sons, Inc., 1992 [2.5] K. Heinloth, Die Energiefrage: Bedarf und Potenziale, Nutzung, Risiken und Kosten, 2. Auflage, Vieweg Verlag, 2003 [2.6] V. Quaschning, Regenerative Energiesysteme, 5. Aufl., Carl Hanser Verlag, 2007 [2.7] F. Staiß, Jahrbuch Erneuerbare Energien, 1. Aufl., Bieberstein Verlag, 2007 [2.8] Rant, Z.: Exergie, ein neues Wort für technische Arbeitsfähigkeit. Forsch.-Ing. Wes. 22, S. 36–37, 1956

14

2 Energietechnische Grundlagen

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.

Le x

Ebenso kann eine von außen zugeführte äußere Arbeit des Betrages dW die innere Energie ändern und/oder eine Wärmemenge dQ entgegen des natürlichen Gefälles transportieren. Die Energiebilanz, hier als 1. HS bezeichnet, lässt sich wie folgt schreiben: dQ + dW = dU

Gl. A2.1

pp

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

Gl. A2.2

• die dem System von außen zugeführte Wärmemenge und Arbeit werden positiv eingesetzt;

sU

• 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 = 1013,25 mbar festgelegt; • 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

Anhang zu Kapitel 2

15

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

Gl. A2.8

Hierbei ist die technische Arbeit Wt definiert als Wt = + ³ V dp

Gl. A2.9

Wt12 = W12 + p1V1 – p2V2

Le x

Sie kann wiederum als Fläche im p,V-Diagramm dargestellt werden. Die technische Arbeit kennzeichnet die in einer Maschine gewonnene oder zugeführte 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: 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:

pp

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

sU

Offene Systeme: Neben Wärme und Arbeit tritt auch Masse über die Systemgrenzen. Ingenieurtechnische Anwendungen beschränken sich überwiegend auf stationär durchströmte Systeme, 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 wird 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  ( Δ h + ½ Δ c2 + g Δ z) Q

q + wt = Δ h + ½ Δ c2 + g Δ 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 Wärme an die Umgebung abgeben. Der umgekehrte Vorgang, dass der

16

2 Energietechnische Grundlagen

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 – bei infinitesimal geringem Druckanstieg der Atmosphäre. Der umgekehrte Fall einer Druckerhöhung durch Zustrom atmosphärischer Luft findet nicht statt. Ebenso wenig können fallende Körper, die sich bei Auftreffen auf dem Boden durch Dissipation erwärmen, ihre innere Energie zum Aufsteigen benutzen. Insofern wird der 1. Hauptsatz durch den völlig eigenständig formulierten 2. Hauptsatz eingeschränkt bzw. präzisiert. Unter den vielen möglichen Formulierungen des 2. Hauptsatzes sind für Ingenieure u. a. 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.“

Le x

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.“ Dieses 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.

sU

pp

Eine tiefere Diskussion des 2. Hauptsatzes ist beispielsweise in [2.4] zu finden oder in jedem anderen guten Thermodynamik-Buch.

17

3 Überblick

Le x

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.

pp

Bild 3.1: Energieformen und Umwandlungsmöglichkeiten

sU

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

Gl. 3.1

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.

18

3 Überblick

Tabelle 3.1: Derzeit maximal erreichbare Umwandlungswirkungsgrade Ursprüngliche Energieform

Technischer Prozess

Wärme Elektrische Energie Elektrische Energie Elektrische Energie

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

45 % 36 % 39 %

Weg der Umwandlung

Direkt Direkt Direkt

Le x

Chemische Energie Chemische Energie Chemische Energie Chemische Energie

Umgewandelte Energieform

100 % 98 % 98 %

sU

pp

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

19

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.

pp

Le x

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 wie Windkraft, Biomasse, Geothermie, Müllverwertung1 und Solarenergie. Die Wasserkraft trägt in Deutschland zur Stromversorgung mit etwa 4 % bei, weltweit mit nahezu 16 %. Sie ist heute noch mit Abstand die bedeutendste erneuerbare (regenerative) Energiequelle. Die weiteren erneuerbaren Energiequellen tragen derzeit 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 und erreichte im Jahr 2006 einen Anteil von 6,4 % am Stromverbrauch [3.13].

sU

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.

40,3 %: 19,7 %: 16,0 %: 15,2 %: 6,6 %: 2,2 %:

Kohle Gase Wasserkraft Kernkraft Öl Andere

Bild 3.2: Weltweite Stromversorgung durch die verschiedenen Primärenergieträger [3.2] Stand 2005

1 Der Müll kann sowohl als erneuerbare Energie angesehen werden, da er permanent anfällt, oder auch

teilweise als fossiler Brennstoff, da er zu einem Gutteil aus Kunststoffen besteht.

20

3 Überblick

Die Kombianlagen, auch Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke genannt, erzielen den höchsten thermischen Wirkungsgrad mit derzeit 60 % [3.3], [3.14] 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 diese mit etwa 26 % weiterhin einen hohen Anteil zur deutschen Stromversorgung.

Le x

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.

sU

pp

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. 100

Elektrische Leistung %

a

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.

b

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

0 0

12

24

3.4 Kombinations-Kraftwerke

21

3.3 Kraft-Wärme-Kopplung

sU

pp

Le x

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 ηBst 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

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

22

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 zu 60 % [3.14] 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. Kleinere Kombianlagen wurden auch mit Gas- bzw. Dieselmotoren (Topping Cycle) und nach geschaltetem Dampfkraftwerk (Bottoming Cycle) gebaut. Die Motorenabgase haben ebenfalls eine ausreichend hohe Temperatur zur Dampferzeugung. Mit dem Kürzel IGCC hat sich ein neues Schlagwort für modernste Kombinationskraftwerke auch in Deutschland eingebürgert. Es steht für „Integrated Gasification Combined Cycle“. Der Gasturbine des Kombinationskraftwerkes ist eine Brennstoffvergasung vorgeschaltet. Der zu vergasende Brennstoff ist i. Allg. Kohle, kann jedoch auch Biomasse und Abfall sein. Das generierte Gas wird in der Gasturbinenbrennkammer verbrannt und die Abgase werden zur Dampferzeugung für das Dampfkraftwerk genutzt. Der Vergasungsprozess kann mit einer Wassergas-Shiftreaktion ergänzt werden, um CO2 abtrennen zu können.

pp

Le x

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.

sU

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.

3.5 Erneuerbare (regenerative) und unerschöpfbare Energiequellen

23

Als erneuerbare bzw. regenerative Energiequellen gelten • Solarenergie, Nutzung über Solarkollektoren, Photovoltaikeffekt oder als Wärmequelle für Dampfkraftprozesse • Wasserkraft, mit ihren vielfältigen Nutzungsmöglichkeiten des Laufwassers, über Speicherbecken, der Gezeiten, der Wellen, der Meeresströmungen und der Meerestemperaturgradienten • Windenergie • Geothermie • Biomasse, wobei diese für energetische thermische Prozesse über die Verbrennung, Fermentation, Pyrolyse oder Vergasung den Energieträger liefert [3.8] • Eventuell Müll.

Le x

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.

pp

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.

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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. Diese Ausgaben sind mit großen Unsicherheiten verbunden und können sich schnell ändern. So wurden im Jahr 2007 wegen gestiegener Rohstoffpreise auch Preiserhöhungen bei Kraftwerken von 20 % gegenüber dem Jahr 2006 gemeldet. Speziell bei Kraftwerken mit erneuerbaren Energiequellen sind große Preisunterschiede zu finden. Im Energielexikon [3.15] werden folgende spezifische Investitionskosten für Dauerleistung, also keine Spitzenleistung wie in Tabelle 3.2, angegeben, jeweils in €/kW Dauerleistung: Windenergiekonverter 5.000, photovoltaisches Kraftwerk 40.000, Solarturmkraftwerk 12.500. Grund für die unbefriedigende Konkurrenzfähigkeit der regenerativen Energieträger ist die geringe Energiedichte. Tabelle 3.3 stellt die notwendigen Massenströme verschiedener Energieträger für einen thermischen bzw. elektrischen Leistungsstrom von 100 MW gegenüber.

24

3 Überblick

Tabelle 3.2: Spezifische Investitionskosten pro Leistungseinheit für die einzelnen Kraftwerke und Energieträger Kraftwerkstyp

Leistung

Primärenergie

Investitionskosten/ Schätzungen

Bemerkung

Kohlekraftwerk

1000 MWel

Steinkohle

Kohlekraftwerk

1000 MWel

Braunkohle

1.600 €/kWel

Gasturbine

300 MWel

Erdgas

500 €/kWel

Kombi-Kraftwerk

400 MWel3 1500 MWel4

Erdgas

750 €/kWel

Windturbine

3 MWel,p5

Windenergie

Biomasse Kraftwerk 10 MWel

1.500 €/kWel

auf Peakleistung/Dauerleistung bezogen

1.000 €/kWel,p/ 4.000 €/kWel

Biomasse

4.000 €/kWel Photovoltaik

7.500 €/kWel,p/ 12.500 bis 40.000 €/ kWel

Leichtwasserreaktor

3.000 €/kWel6

(1 MWel,p)6

Sonne

Kernkraftwerk

1500 MWel

Kernbrennstoff

Le x

Solarkraftwerk

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

Massenstrom

pp

Kraftwerkstyp

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

Braunkohle

31 kg/s

sU

Kohlekraftwerk

2

2400 m /GWel

Dampfkraftwerk

Erdgas

10 kg/s

< 1500 m2/GWel

Kombi-Kraftwerk

Erdgas

6 kg/s

1500 m2/GWel

LaufwasserKraftwerk

Wasser, potenziel- 106 kg/s bei le Energie z = 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

30.000.000 m2/GWel

Solartower

Gasturbine

3 4 5 6

Blockleistung Mehrere Gasturbinen parallel geschaltet Maximale Leistung (Peakleistung) Für Länder, wo die Kernkraft nicht politisch/gesellschaftlich behindert ist.

Gas- und Dampfturbinen

abhängig vom Gefälle

3.6 Entwicklungen in der Energietechnik

25

3.6 Entwicklungen in der Energietechnik Erneuerbare Energien: Der Ausbau erneuerbarer Energien wird durch öffentliche Förderungen und durch die Mechanismen des Kyoto-Protokolls weltweit gefördert, insbesondere um die CO2-Emissionen zu senken und die Ressourcen der fossilen Energieträger zu schonen. Die Techniken sind weitestgehend bekannt. Hemmnisse des Ausbaus stellen die hohen Investitionen, die fehlende Regelbarkeit und Akzeptanz der Bevölkerung (Landschafts- und Naturschützer) dar. Windenergie bietet noch ein hohes Ausbaupotenzial, insbesondere im Off-Shore Bereich, wo weniger Widerstand aus der Bevölkerung zu erwarten ist. Die Nutzung der Meeresenergie (Wellen- und Gezeiten-Kraftwerke) und der Geothermie stehen wegen der notwendig hohen Investition am Anfang. Permanentes Entwicklungsziel ist die Steigerung der Wirkungsgrade der Photovoltaik. Schon lange wird daran gearbeitet, durch regenerative Techniken Wasserstoff zu erzeugen, der dann generell für Verbrennungsprozesse eingesetzt werden könnte, um Fahrzeuge, Brennstoffzellen oder konventionelle Kraftwerke zu betreiben.

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Kernkraftwerke: In einigen Ländern wird eine Renaissance der Kernenergie erwartet. In Europa bauen Finnland und Frankreich große Kernkraftwerksblöcke der dritten Generation von 1600 MW. An Kernkraftwerkskonzepten der vierten Generation wird speziell in den USA gearbeitet. Ziele sind verringerte Investitions- und Betriebskosten, erhöhte Akzeptanz der Bevölkerung durch erhöhte Sicherheitsstandards und kleinere Baugrößen sowie Verringerung des radioaktiven Abfalls.

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pp

Konventionelle Kraftwerke (mit fossilen Brennstoffen betrieben): Die Kombinations-Kraftwerke sind derzeit die beliebtesten Kraftwerks-Investitionen, da deren Wirkungsgrad am höchsten ist und die Emissionen am geringsten sind, insbesondere bei Befeuerung mit Erdgas. Kohlekraftwerke werden u. a. in Deutschland weiter gebaut. Deren Wirkungsgrade werden permanent durch höhere Frischdampftemperaturen erhöht. In naher Zukunft soll durch neue Werkstoffe eine Frischdampftemperatur von 700 °C für ein wirtschaftliches Kraftwerk erzielt werden. Ebenso wurden die Turbineneintrittstemperaturen von stationären Gasturbinen durch neue Werkstoffe und Schaufel-Kühlkonfigurationen weiter gesteigert und liegen derzeit bei über 1200 °C. Höchste Entwicklungspriorität haben derzeit Kohlekraftwerke, die CO2-freie Emissionen erzielen sollen. An verschiedenen Konzepten zur CO2-Abtrennung und CO2Lagerung wird geforscht. Brennstoffzellen: Diese benötigen Wasserstoff oder andere einfache flüssige oder gasförmige Kraftstoffe. Die unterschiedlichen Brennstoffzellentechniken versprechen schadstoffarme Energieumwandlung direkt in elektrische Energie bei einem hohen Wirkungsgrad. Die breite Markteinführung wird zuerst in Fahrzeugen erwartet, da sich damit die sich verschärfenden Abgasvorschriften am einfachsten erreichen lassen.

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

26

3 Überblick

Übungsaufgaben Welche Technik wandelt chemische Energie direkt in elektrische Energie um?

3.2

Welche Energieformen haben die höchste Exergie?

3.3

Was ist die Brennwerttechnik?

3.4

Zählen Sie die erneuerbaren Energieformen auf, die sich zur Erzeugung elektrischer Energien eignen.

3.5

Welche Primärenergie wird in Deutschland am meisten zur Stromerzeugung eingesetzt?

3.6

Welche erneuerbare Energieform trägt in Deutschland am meisten zur Stromerzeugung bei? Welche hat global die höchste Bedeutung?

3.7

Weshalb ist der Anteil der erneuerbaren Energiequellen in industrialisierten Ländern so gering?

3.8

Was ist ein Blockheizkraftwerk? Welche Kraftmaschinen kommen zum Einsatz?

3.9

Welche Betriebsweise ist bei BHKW bevorzugt? Strom- oder wärmegeführt?

Le x

3.1

3.10 Was ist der Unterschied zwischen thermischem Wirkungsgrad und BrennstoffNutzungsgrad? 3.11 Was versteht man unter Kombinations-Kraftwerken? 3.12 Erläutern Sie den STIG Prozess. 3.13 Was ist IGCC?

pp

3.14 Welche Kraftwerke werden für Spitzenlast eingesetzt?

3.15 Welche Energie-Umwandlungsschritte spielen sich in einem Dampfkraftwerk ab? 3.16 Welcher Kraftwerkstyp weist die geringsten spezifischen Investitionskosten auf?

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3.17 Welcher Kraftwerkstyp weist die höchsten Wirkungsgrade auf? Hinweis: Die Lösungen der Übungsaufgaben befinden sich am Ende des Buches, hinter Kap. 19.

Literatur zu Kapitel 3

27

Literatur zu Kapitel 3

sU

pp

Le x

[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 2007, 2008 (www.iea.org/textbase/nppdf/ free/2006/key_stats_2007.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 [3.12] Internationale Energieagentur, http://www.iea.org/textbase/stats/electricitydata.asp?COUNTRY_CODE=DE , 2008 [3.13] Bundesverband Windenergie e.V., http://www.wind-energie.de/de/statistiken/datenblatt-2005/, 2008 [3.14] Siemens Power Generation, http://www.powergeneration.siemens.de/products-solutions-services/productspackages/gas, 2008 [3.15] Energielexikon, http://www.energieinfo.de/glossar/node102.html, 2008

28

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Le x

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 des Frischdampfzustandes (Druck und Temperatur am Dampferzeugeraustritt) und Bild 4.2 des thermischen Wirkungsgrades wieder. Es ist Ziel, in den nächsten Jahren Nickel-Basis-Legierungen in den Kraftwerksbau einzuführen, die eine Frischdampftemperatur von 700 °C erlauben. Dies wird einen Wirkungsgradsprung auf über 50 °C ergeben.

pp

bar

650 600

300

Temperatur

sU

550

Druck

500 450 400

150

Frischdampfdruck pFD

Frischdampftemperatur

°C

Bild 4.1: Entwicklung des Frischdampfzustandes von Dampfkraftwerken

350 300 1900

1925

1950

70 % 60

Jahr

Kombinationskraftwerk

TFD = 700 °C

ges 40 30

Regenerative SpeisewasserVorwärmung

20 10

2025

2000

1920

1940

Einfache Zwischenüberhitzung

1960 Jahr 1980

2000

2020

Bild 4.2: Entwicklung des thermischen Wirkungsgrades von Dampfund Kombikraftwerken

4.1 Thermodynamische Grundlagen

29

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

Le x

1

Basis der thermodynamischen Analyse ist der 1. Hauptsatz der Thermodynamik für stationär durchströmte Systeme: q + wt = h + ½ c2 + gz

Gl. 4.1

sU

pp

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: 1→2: Isentrope Druckerhöhung des flüssigen, inkompressiblen Wassers durch die Speisewasserpumpe Gl. 4.2 wPumpe = h12 = h2 – h1 = vdp = p12/ Damit ergibt sich auch die Enthalpie h2: h2 = h1 + p12/ 2→3*: Isobare Vorwärmung des flüssigen Wassers auf Sättigungstemperatur qzu* = h3* – h2  cp (T3* – T2) cp = spezifische Wärme von flüssigem Wasser

Gl. 4.3

30

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

3*→3: Isobare Verdampfung Gl. 4.4 qzu = h3 – h3* = r r = Verdampfungsenthalpie, z.B. aus Dampftafel oder dem h,s-Diagramm für Wasser 3→4: Isentrope Entspannung des Dampfes in Turbine wTurb = Δh34 aus dem h-s-Diagramm abzulesen.

Gl. 4.5

4→1: 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:

Le x

ηth = Σ⏐wi⏐/qzu = (wTurb+wPumpe)/qzu = (⏐wTurb⏐–⏐wPumpe⏐)/qzu

Gl. 4.7

pp

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

sU

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

4.1 Thermodynamische Grundlagen

31

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. Allerdings wird daran geforscht, um im nächsten Jahrzehnt das Dampfkraftwerk mit 700 °C Frischdampftemperatur zu realisieren. Die thermodynamische Analyse ist analog der des Sattdampfprozesses, mit zusätzlicher Wärmezufuhr an den überhitzten Dampf.

4.1.3 Zwischenüberhitzung

Le x

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

sU

pp

T

Bild 4.6: Wärmeschaltplan mit Zwischenüberhitzung

1/2

4

6 s

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.

32

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

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

Le x

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): Gl. 4.9

sU

pp

 Anz / m  Ges ) Tds, q Anz = (m

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

4.1 Thermodynamische Grundlagen

33

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.

4.1.5 Exergetische Betrachtung

Le x

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

sU

pp

Thermische Wirkungsgrade von Kohlekraftwerken erreichen derzeit bis zu 45 %. Die Verluste von 55 % fallen letztlich als nicht genutzte bzw. nicht nutzbare Abwärme an. Die meiste Abwärme wird durch die Kondensation des Wasserdampfes verursacht. Da die Kühlung bei möglichst tiefer Temperatur durch Wärmeträger mit Umgebungstemperatur geschieht, die sich bei den hohen Massenströmen nur geringfügig erwärmen, entzieht sich diese NiedertemperaturAbwärme einer Nutzung mit hoher Wertschöpfung. In wenigen Fällen wird das leicht erwärmte Kühlwasser des Kondensators zur Erwärmung von Schwimmbädern, Fischteichen oder Ackerflächen genutzt. Die Kondensator-Abwärme hat praktisch keine Exergie („Arbeitsfähigkeit im thermodynamischen Sinn“) mehr. Interessant ist die Gegenüberstellung der Energie- und Exergieströme in einem Dampfkraftwerk. Während die Wärmeabfuhr im Kondensator den höchsten Energiever-

Exergie

100 %

45 %

Verbrennung Wärmeübertragung mit hoher Temperaturdifferenz Div. Verluste: Strömung, Maschinen, Wärme, Kondensator, Eigenbedarf

Brennstoff Wasserdampf Elektrische Rauchgase Energie = Exergie

Bild 4.11a: Exergieverlauf im Dampfkraftwerk (qualitativ)

34

Energie

100 %

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Verbrennung Wärmeübertragung Div. Verluste: Strömung, Maschinen, Wärmeabstrahlung, Eigenbedarf Wärmeabfuhr im Kondensator

45 %

Brennstoff Wasserdampf Elektrische Rauchgase Energie = Exergie

Bild 4.11b: Energieverlauf im Dampfkraftwerk (qualitativ)

4.1.6 Wärmeauskopplung

Le x

lust des Prozesses darstellt, verursachen die Verbrennung und die hohe Temperaturdifferenz in der Wärmeübertragung von den Rauchgasen auf den Dampf die höchsten Exergieverluste. Die vom Kraftwerk gelieferte elektrische Energie ist praktisch reine Exergie.

pp

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.

4.1.7 Regelung von Dampfkraftwerken

sU

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 • Drosselregelung • Massenstromregelung • 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

35

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

Le x

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 4.12 schematisiert.

pp

Bild 4.12: Energieumwandlungen in einem Dampfkraftwerk

sU

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: • • • •

Elektrische Leistung Pel Thermodynamische Prozessgrößen: pFD, TFD, (ηth) 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 4.13 ist der Wärmeschaltplan eines modernen Steinkohlekraftwerkes mit 750 MWel [4.2].

36

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

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

500 MW < Pel < 1000 MW (Kernkraftwerke bis 1600 MW)

Brennstoff

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

Arbeitsfluid

Wasser: flüssig und dampfförmig

Frischdampfzustand

540 °C < TFD < 580 °C; 180 bar < pFD < 280 bar (Kernkraftwerke, s. Kap. 5)

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 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

pp

Le x

Dampferzeugertyp

sU

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: • Kombinationskraftwerk (Gas- und Dampfturbinen) • Organic-Rankine-Cycle (ORC) Kraftwerk (Nutzung von geothermischen oder anderen Niedertemperatur-Quellen) • Mit Biostoffen wie Stroh, Holz oder Torf befeuert • Industrie-Kraftwerke, zusätzlich zur Dampf- und Wärmeversorgung verfahrenstechnischer Prozesse • Heizkraftwerke, auf Wärmeleistung ausgelegt • Müllkraftwerke 2 In Ländern mit einem Stromnetz von 60 Hz drehen Turbine und Generator entsprechend mit 3600

U/min = 60 Hz

37

sU

pp

Le x

4.3 Wasserqualitäten in Dampfkraftwerken

Bild 4.13: Wärmeschaltplan des Kraftwerks Bexbach mit 750 MWel [4.2]

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

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-

38

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 → 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.

pp

Le x

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] Dimension

Neue Bezeichnung

sU

Bezeichnung Härte Karbonathärte

Nichtkarbonathärte Kalziumhärte Magnesiumh.

°d °d °d °d °d

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 S/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

39

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] Fahrweise alkalisch neutral klar und farblos nicht spezifi< 0,25 ziert < 0,20 < 0,20

Le x Einheit

S/cm S/cm

sU

pp

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

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

>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 → 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-

40

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

Fällung und Flockung

Le x

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.

sU

pp

Partikuläre Verunreinigungen bis zu einem minimalen Durchmesser von etwa 1 μm lassen sich durch mechanische Maßnahmen über Filter, Kiesfilter und Absetzbecken entfernen. Flockungsreaktionen entfernen kolloiddisperser Verunreinigungen wie Humine, Öle, Hydroxide mit einem Durchmesser unter 1 μm. 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 → 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 → 2 CaCO3 + H2O

Gl. 4.11

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

Gl. 4.12

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

Gl. 4.13

Ca(HCO3)2 + HCl → 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

41

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. → 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 → 2H = Aust. + CaCl2

Gl. 4.16

Le x

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. → SO4 = Aust. + 2H2O

Gl. 4.17

pp

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

Gl. 4.18

Die Regeneration erfolgt mit Natronlauge:

sU

SO4 = Aust. + 2 NaOH → 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

42

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.

pp

Le x

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 4.14 nur als Beispiel eines Umkehrosmose-Moduls zu verstehen ist.

Bild 4.14: Umkehrosmose-Modul [4.7]

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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: • Vorwärmung des flüssigen Wassers, Verdampfung und Überhitzung großer Massenströme bei hoher Temperatur TFD und hohem Druck pFD • Hohe Laständerungsgeschwindigkeit (bis zu +/– 6 % der Last pro Minute) • Zulässigkeit von Lastsprüngen • Kurze Anfahrzeiten • Geringe Temperaturabweichungen ± 3 °C bzw. 6 °C bei Laständerungen/-sprüngen • Geringe Druckschwankungen ± 1 % pmax. bzw. 2 % bei Laständerungen/-sprüngen. • Hohe Wirkungsgrade • 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. • 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

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Le x

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 4.15 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 4.15: 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. Der radiale Temperaturverlauf in einem Wärmeübertragerrohr ist in Bild 4.16 skizziert. 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 4.16: Radialer Temperaturverlauf in und um Verdampferrohr

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Bild 4.17 veranschaulicht die Anordnung der einzelnen Wärmeübertragungsstrecken im Dampferzeuger und Bild 4.18 den Temperaturverlauf mit den Wärmestromdichten. Die Anordnung der Überhitzerstrecken und des Economizers kann vom Schema des Bildes 4.17 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 4.17: Anordnung der Wärmeübertragerstrecken in einem Dampferzeuger

4.4 Dampferzeuger

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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

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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.

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ECO

spez. Wärmestrom Temperaturen: Luft Rauchgas Wasser/Dampf

Bild 4.18: Verlauf der Temperaturen T und Wärmestromdichten q in einem Dampferzeuger

4.4.3 Strömungsformen Im Verdampferteil findet der Phasenwechsel mit mehreren Strömungsformen statt: • 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. • Nettosieden oder Blasensieden: Falls die Flüssigkeit im Mittel die Sättigungstemperatur erreicht hat, ist eine entsprechende Blasenbildung zu erwarten. • 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

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

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• 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 4.20: Ausbildung von Strömungsformen 1: Blasen; 2: Nebel; 3: Ring; 4: Pfropfen

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Bild 4.19: Strömungsformen bei der Rohrverdampfung

In Bild 4.19 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 4.20 zeigt die Bereiche der Strömungsformen [4.12] bei ca. p = 100 bar, Bild 4.21 eine Pfropfenströmung [4.11].

Bild 4.21: 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.

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Zustand: Druck: 150 bar Massenstromdichte: 500 kg/(m2s) Wärmestromdichte: 300 kW/m2 Wasser Dampfblasen

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Tropfen

Bild 4.22: Temperaturerhöhung der Rohrwandung durch die Siedekrise 1. Art (DNB)

In Bild 4.22 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 4.22 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

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Bild 4.23: Großwasserraumkessel [4.14]

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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 4.23).

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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 GWRK erlaubt auch den Einbau eines Ekonomizers am Rauchgasaustritt, wie in Bild 4.23 gezeigt. Analog lassen sich Überhitzer-Wärmeübertrager, z. B. in die RauchgasUmlenkkammer, einfügen. Der Sattdampf wird zur Überhitzung durch diesen Wärmeübertrager geleitet. 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 4.24).

4.4 Dampferzeuger

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Bild 4.24 Prinzip des Naturumlaufs

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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.

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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 4.25 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.

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

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1: Verteiler 2: Verdampferteil 3: Überhitzerstrecken 4: Trommel Bild 4.25: Schnitt durch einen Naturumlauf-Dampferzeuger [4.16]

4.4 Dampferzeuger

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4.4.7 Zwangumlauf-Dampferzeuger Die Schaltung des Zwangumlauf-Verdampfers, Bild 4.26, 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.

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Bild 4.26: Schaltung des Zwangumlauf-Dampferzeugers

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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.

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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 4.27 gibt die formal einfache Schaltung wieder. Um Rohrüberhitzungen auszuschließen, ist dafür zu sorgen, dass: • Eine abgeglichene Strömung in den beheizten Rohren vorliegt und kein Rohr unterversorgt ist, • bei allen Betriebszuständen, auch bei Teillast, im Brennraum eine ausreichende Wärmeabfuhr, d. h. ausreichende Rohrkühlung stattfindet.

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Bild 4.27: Schaltung eines Zwangdurchlauf-Dampferzeugers

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Die Druckbeschränkung entfällt. Überkritische Dampfdrücke lassen sich fahren, da die Speisewasserpumpe das unterkühlte Wasser bei praktisch beliebigem Druck fördern kann.

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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 4.28 ist der Schnitt durch den Zwangdurchlauf-Dampferzeuger des 800 MW Braunkohlekraftwerks Schwarze  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.

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4.4 Dampferzeuger

Bild 4.28: 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 4.29, mit der die Umlaufzahl U geringfügig über Eins gehalten wird. Die sich einstellende

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

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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.

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Bild 4.29: Zwangdurchlauf-Schaltung mit Schwachlast- bzw. Volllastumwälzung a): Strang für Normalbetrieb

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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 4.29, 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 4.22 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

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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.

4.5.1 Niederdruckvorwärmer

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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 4.30 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 4.30:  -Diagramm eines NiederdruckT, Q Vorwärmers, gespeist durch gesättigten Dampf

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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 4.31: Mischvorwärmer (Speisewasserbehälter)

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Der Mischvorwärmer wird bei etwa 10 bis 15 bar betrieben (Bild 4.13). Bei diesem Druck ist der großvolumige Mischvorwärmer installiert, der drei verschiedene Aufgaben erfüllt:

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• Regenerative Speisewasservorwärmung • Permanente Teilentgasung des Speisewassers • Pufferbehälter für Speisewasser zum An- und Abfahren

Bild 4.32: Hochdruck-Vorwärmer mit Ent hitzer-, Kondensat- und Nachkühlsegment

Der Dampf wird in den wassergefüllten Behälter (Prinzipskizze Bild 4.31) 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.

4.6 Rauchgasreinigung

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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 4.32). Bild 4.33 ist das entsprechende T, Q des überhitzten Dampfes, Kondensation und Nachkühlung.

4.6 Rauchgasreinigung

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Bild 4.33:  -Diagramm eines Hochdruckvorwärmers T, Q

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• Entstickung, • Entstaubung, • Entschwefelung.

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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:

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]: • Verbrennung von 160 t Kohle pro Stunde • 1,7 · 106 m3 Rauchgas pro Stunde bei ca. 150 °C • 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].

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4 Konventionelle Dampfkraftwerke

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 → 5 N2 + 6 H2O

Gl. 4.20

8 NH3 + 6 NO2 → 7 N2 + 12 H2O 4 NH3 + 4 NO + O2 → 4 N2 + 6 H2O 4 NH3 + 2 NO2 + O2 → 3 N2 + 6 H2O 8 NH3 + 10 NO + O2→ 9 N2 + 12 H2O 12 NH3 + 8 NO2 + O2 → 10 N2 + 18 H2O

Gl. 4.21 Gl. 4.22 Gl. 4.23 Gl. 4.24 Gl. 4.25

Ein gewisser Teil des Ammoniaks wird auch zerfallen: 4 NH3 + 3 O2 → 2 N2 + 6 H2O

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Gl. 4.26

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

Bild 4.34: Aufbau des DeNOx-Blockes für 550 MW Dampfkraftwerk [4.20]

4.6 Rauchgasreinigung

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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 4.34 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.

4.6.2 Entstaubung

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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 m zu erwarten sind.

sU

pp

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 4.35). Die Abmessungen in einem 550 MWDampfkraftwerk [4.20] betragen 40 x 60 x 40 m3 mit einem Gewicht von 4200 t.

Bild 4.35: 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 %.

60

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

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 4.36, weil bei relativ günstigen Betriebskosten ein wiederverwertbarer Gips entsteht. 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  CaSO3 + CO2

Gl. 4.29

sU

pp

Le x

Aus dem Kalziumsulfit CaSO3 wird mit Luftsauerstoff und Wasser Gips (CaSO4 · 2 H2O) erzeugt: Gl. 4.30 2 CaSO3 + 4 H2O + O2  2 (CaSO4 · 2 H2O)

Bild 4.36: Schema der Rauchgasentschwefelungsanlage [4.20]

Die Schritte der Rauchgasentschwefelung: • 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

4.6 Rauchgasreinigung

61

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.

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

Le x

a. b. c. d.

Diese Techniken kommen vor der Verbrennung, integriert in die Verbrennung oder nach der Verbrennung zum Einsatz.

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pp

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. Von dieser Technik verspricht man sich eine kostengünstige CO2-Abtrennung bei hohem Anlagenwirkungsgrad bei Anwendung in IGCC-Kraftwerken (Integrated Gasification Combined Cycle). Der Vergasungsprozess 2 C + O2  2 CO

Gl. 4.31

kann mit der Wassergas-Shiftreaktion ergänzt werden, indem dem CO-Strom der entsprechende Wasserdampfstrom zuzugeben ist: CO + H2O  H2 + CO2

Gl. 4.32

Der generierte Wasserstoff wird in der Gasturbine (des Kombinationsprozesses) verbrannt und das CO2 lässt sich über die Gaswäsche extrahieren.

62

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

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].

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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. Die Verbrennungstemperatur mit reinem Sauerstoff ist für die Dampferzeuger zu hoch, so dass ein Teil des Abgases in den Brennraum zurückzuführen ist (Rezirkulierung, Bild 4.37).

Kohle

pp

Kohleaufbereitung

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Luftzerlegungsanlage Sauerstoff

Dampferzeuger

Bis zu ca. ¾ CO2 Gehalt

Stickstoff u.a.

Rauchgasrückführung

Reinigung, Trocknung

SOX, H2O u.a.

CO2Verdichtung

Nahezu reines CO2

Bild 4.37: 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

63

4.7 Kühlsystem 4.7.1 Kondensator

sU

pp

Le x

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 4.38. 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.

Bild 4.38: 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

64

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

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.

4.7.2.2 Trockenkühlturm

4.7.2.3 Hybridkühlturm

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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.

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pp

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

4.9 Pumpen

65

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 Turbinenstufen für den Abbau des gesamten Enthalpiegefälles benötigt werden und der Volumenstrom enorm zunimmt, werden mehrere individuelle Turbine hintereinander und parallel geschaltet.

Le x

Der Turbosatz moderner großer Dampfkraftwerke, siehe Bild 4.39, 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.

pp

Die isentropen Wirkungsgrade s = h/hs von neuesten Turbinen übersteigen 90 % (Bild 4.40). 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].

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Bild 4.40: Polytroper Entspannungsverlauf in der Turbine im h,s-Diagramm

4.9 Pumpen

Bild 4.41: Mehrstufige Speisewasserpumpe, Topfbauweise [4.25]

66

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

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 4.41. Sonstige Kraftwerkspumpen kommen mit einer Stufe aus.

4.10 Generatoren, Frequenzhaltung

sU

pp

Le x

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 4.42 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 4.42: 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

4.12 Leittechnik in Kraftwerken

67

± 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

sU

pp

Le x

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 4.43: Leittechnikstruktur mit Mikroprozessoren [4.27]

68

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Bild 4.43 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:

Le x

• Betriebszustandsanzeigen in der Blockwarte auf Bildschirmen und Hardcopygeräten, die Messwerte individuell oder gruppenweise anzeigen. • Ausgabe von Betriebsabläufen, Protokollen über Störungen, Bilanzen über gewisse Zeiteinheiten (Tages-, Monatsbilanzen), etc. • Ausgabe von Diagrammen • Langzeitüberwachung verschiedener Messwerte.

pp

Die Leittechnik (Bild 4.43) 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.

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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-

4.13 Entwicklungen

69

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.

Le x

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.

pp

Immer wieder ist der magnetohydrodynamische Generator (MHD-Generator) in der Diskussion, Bild 4.44. 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.

sU

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 4.44). Entsprechend ist die elektrische Verschaltung zu realisieren. Elektroden, Segmente Ax. Elektrisches Feld E

y z Gaseintritt

x

Geschwindigkeit v Magnetfeld B

Gasaustritt

Elektrische Last

Bild 4.44: Prinzip des MHD-Generators

70

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

Übungsaufgaben Welchen Frischdampfzustand hat ein modernes, kohlebefeuertes Dampfkraftwerk für reine Elektrizitätsproduktion?

4.2

Welche thermischen Wirkungsgrade erreichen moderne kohlebefeuerte Dampfkraftwerke?

4.3

Skizzieren Sie qualitativ das T,s-Diagramm von Wasser/Wasserdampf und die Zustandsänderungen in einem neuen, kohlebefeuerten Dampfkraftwerk zur reinen Stromerzeugung und tragen Sie übliche Werte von Druck und Temperatur ein.

4.4

Wie vorige Aufgabe, jedoch an Hand des h,s-Diagrammes.

4.5

Welche Dampferzeuger-Bauarten kennen Sie?

4.6

Skizzieren Sie den prinzipiellen Aufbau eines Zwangumlauf-Dampferzeugers mit Ekonomiser, Überhitzer und Zwischenüberhitzer.

4.7

Welcher Dampferzeugertyp wird in deutschen, mit Steinkohle beheizten Dampfkraftwerken seit den 70er Jahren exklusiv eingesetzt? Weshalb wird dieser Dampferzeugertyp bevorzugt?

4.8

Welche Wasseraufbereitungsprozesse werden bei der Zubereitung von Speisewasser angewandt?

4.9

Was sind Siedekrisen? Welche ist zu vermeiden und weshalb?

Le x

4.1

pp

4.10 Ein Braunkohle-Dampfkraftwerk habe eine elektrische Leistung Pel = 600 MW. Der thermische Wirkungsgrad des Kreisprozesses betrage ηth = 40 %, der Wirkungsgrad des Generators ηG = 98 %. Der mechanische Wirkungsgrad der Turbinen-GeneratorEinheit betrage ebenfalls ηm = 98 %. Der Antrieb der Hilfsaggregate (z. B. zur Rauchgasreinigung, Speisewasseraufbereitung u. ä.) erfordert PHA = 40 MW.

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a) Stellen Sie einen unterkritischen Prozess mit Frischdampfdruck von 150 bar mit einfacher Zwischenüberhitzung qualitativ im T,s-Diagramm dar. b) Berechnen Sie den notwendigen Wärmestrom Qzu. c) Die benutzte Braunkohle hat einen (unteren) Heizwert von Hu = 15 MJ/kg. Wie viel Tonnen Kohle müssen pro Stunde verfeuert werden? Der Brennstoffnutzungsgrad (Dampferzeuger-Wirkungsgrad) ηDE betrage 90 %. d) Wie viel Tonnen CO2 werden in der Stunde freigesetzt? Der Kohlenstoffanteil im Brennstoff betrage 70 Gew.-%. Molekulargewichte C: 12 g/mol, O: 16 g/mol e) Berechnen Sie die Temperaturerhöhung des Kühlwassers im Kondensator ΔTKW. Es sei angenommen, dass nur der thermodynamische Prozess seine Abwärme abgebe. Der Kühlwassermassenstrom betrage 120.000 t/h. Spez. Wärme von Wasser: cpW = 4 kJ/(kg K) f) Wie groß ist der Gesamtwirkungsgrad ηGes des Kraftwerkes?

Übungsaufgaben

71

Le x

Hilfsmittel zu Aufgabe 4.10: T,s-Diagramm

pp

4.11 Industrie-Kraftwerk: Teils mit verlustbehafteten Zustandsänderungen

sU

Von einer einfachen Kondensations-Dampfturbine mit 60 MW elektrischer Leistung für eine industrielle Nutzung sind die Dampfzustandswerte wie folgt gegeben (keine Zwischenüberhitzung; Verluste in Leitungen/Rohren und Pumpe werden nicht berücksichtigt): Turbinen-Eintritt (Frischdampfzustand): p3 = 80 bar, ϑ3 = 540 °C Turbinen-Austritt (Kondensator-Eintritt): p4 = 0,2 bar, Dampfgehalt x4 = 93 % a) Welche spezifische Arbeit wird an den Läufer der Turbine übertragen? Benutzen Sie das h,s-Diagramm. Die kinetischen Energien des Dampfes am Ein- bzw. Austritt der Turbine sind zu vernachlässigen. b) Welche maximale spezifische Arbeit könnte theoretisch bei idealer, verlustfreier Turbinenentspannung gewonnen werden? c) Mit welchem isentropen Turbinen-Wirkungsgrad ηs,T = ΔhT/Δhs,T erfolgt die Entspannung? d) Wie groß muss der Dampfmengenstrom mD sein? Annahmen hierzu: Aus der Turbine wird kein Dampf abgezapft. Der Wirkungsgrad ηm,G = 95 % beinhaltet die Verluste des Generators und die mechanischen Verluste bei der Leistungsübertragung. Hilfsmittel zu Aufgaben 4.11 und 4.12: Dem Buch beiliegendes Mollier-Diagramm (h,s-Diagramm von Wasser und Wasserdampf)

72

4 Konventionelle Dampfkraftwerke Auszug aus Dampftafel: Temperatur in °C

Druck p in bar

Sp. Enthalpie h´ ges. fl. Wasser

42

0,08

170

60

0,20

252

139

3,5

580

191

13

820

4.12 Dampfkraftwerk mit Zwischenüberhitzung und regenerativer Speisewasservorwärmung. Ein Dampfkraftwerksblock mit Überhitzung und einer Zwischenüberhitzung ZÜ habe folgende Frischdampf(FD)- und Abdampf-Daten: mFD = 290 t/h; pFD = 183 bar; TFD = TZÜ = 540 °C; pZÜ = 32,5 bar; pK = 0,08 bar Dampfgehalt im Abdampf x = 88 %

Bestimmen Sie:

Le x

Das Kraftwerk habe zweimalige regenerative Speisewasservorwärmung. Die erste Vorwärmstufe wird als Mischvorwärmer bei einem Anzapfdruck von 3,5 bar ausgeführt. Als zweite Vorwärmstufe bei 13 bar wird ein Oberflächenvorwärmer verwendet. 1. Die spezifische Nutzarbeit wN

a. ohne Vorwärmstufen und b. mit Vorwärmstufen

pp

2. Den thermischen Wirkungsgrad ηth a. ohne Vorwärmstufen und b. mit Vorwärmstufen Folgende, teilweise idealisierte Annahmen sind zu berücksichtigen:

sU

 Das Speisewasser soll jeweils auf die Sättigungstemperatur des Anzapfdampfes aufgewärmt werden.  Turbinenwirkungsgrad ηsT = 100 %; Wirkungsgrad der Speisewasserpumpe ηsp = 100 %.  Druckverluste im Leitungssystem seien vernachlässigbar.  Die für die Kondensatpumpe erforderliche Arbeit sowie die Änderung der Enthalpie des Speisewassers durch die Einspeisung des Kondensats seien für den Oberflächenvorwärmer vernachlässigbar.  Die Enthalpieerhöhung durch die Umwälzpumpe sei vernachlässigbar.  Ideale Wärmeübertrager Hinweis: Die Lösungen der Übungsaufgaben befinden sich am Ende des Buches, hinter Kap. 19.

Literatur zu Kapitel 4

73

Literatur zu Kapitel 4

sU

pp

Le x

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74

4 Konventionelle Dampfkraftwerke

sU

pp

Le x

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75

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 02.12.1942 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.

pp

Le x

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

sU

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.

76

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+ → 8O15 + ΔE

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 ΔE > 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- → 8O15 + ΔE

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.

92

16

+ 0n1 → 7N16 + 1p1+ + e- + ΔE

U238

n1

+0

→ 94

Pu239

+ ΔE

Kernspaltung von Uranisotop U-235: 92U

235

Gl. 5.4

Le x

8O

+ 0n1 → 2 kleine Atome + 2 bis 3 0n1 + ΔE

Gl. 5.5 Gl. 5.6

O17

92U

238

pp

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: + 0n1 → 92U239 → 94Pu239 + 2 e- + ΔE

Gl. 5.7

92U

sU

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: 238

+ 0n1 → 94Pu239 + ß - + ΔE

Gl. 5.8 U236

bei Aufnahme eines Neutrons so inBei der Reaktion Gl. 5.6 kann der Zwischenkern 92 stabil 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 ΔE verschmelzen: 1H

2

+ 1H3 → 2He4 + 0n1 + ΔE

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

→ 82Pb214 + 2He4 + ΔE

Gl. 5.10

5.1 Kerntechnische Grundlagen

77

Der Zerfall lässt sich, wenn von Eingriffen durch Bestrahlung mit Kernteilchen abgesehen wird, nicht beeinflussen. Der abgegebene He-Strom wird α-Strahlung genannt. Es gibt eine Vielzahl von Zerfallsreaktionen. So erhöht ein ß--Strahler die Ordnungszahl Z bei konstanter Massenzahl A (Gl. 5.8), ein α-Strahler erniedrigt die Ordnungszahl stufenweise um 2 und die Massenzahl in Inkrementen von 4 (Gl. 5.10). Ein Energieüberschuss wird oft durch γ-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 λ und der vorhandenen Anzahl instabiler Kerne N: dN/dt = – λ·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(– λ·t)

Le x

Gl. 5.12

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

Gl. 5.13

-

pp

Wenn die schädliche Wirkung des zerfallenden Isotops durch α-, ß - oder γ-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 λ 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]:

sU

U-238 → Th-234 → Pa-234 → U-234 → Th-230 → Ra-226 → Rn-222 → Po-218 → Pb-214 → Bi-214 → Tl-210 → Pb-210 → Bi-210 → Po-210 → 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

78

5 Kernkraftwerke

Bild 5.1: Mittlere Bindungsenergie je Kernteilchen als Funktion der Atommassenzahl

Le x

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.

sU

pp

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

79

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

Spaltprodukte, 2 Atome Neutronen β--Teilchen

8 MeV

γ-Strahlung

12 MeV

Neutrinos Gesamt

Zeitpunkt

Reichweite

167 MeV

prompt

unter 1 mm

5 MeV

größtenteils prompt

einige dm

Le x

Energie

verzögert, aus Spaltprodukmm bis cm ten prompt und verzögert

pp

Reaktionsprodukte

12 MeV

dm bis m gegen unendlich

204 MeV ± 11 MeV

sU

Die Energie liegt, von Neutrinos und γ-Strahlung abgesehen, zunächst in kinetischer Form der Teilchen vor. Durch deren Abbremsung im umgebenden Reaktorstrukturmaterial entsteht Wärme. γ-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 ε = 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: E (1 g 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

Gl. 5.15

Merkregel: Die Spaltung eines Gramms 92U235 setzt eine thermische Energie von nahezu einem 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 ge-

1 MWd = MWTag = 24 MWh

80

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

Le x

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

Neutronenenergie/MeV

232 90Th

233 92U

234 92U

235 92U

236 92U

238 92U

1,3

0

0,4

0

0,8

1,2

pp

Kern

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: 235

+ 0n1 → 92U236 → 2 kleinere Atome + 2 – 3 0n1 + ΔE

sU

92U

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: • Elastische und unelastische Streuung an Kernen • Absorption von Kernen (Neutroneneinfang) ohne Spaltungsauslösung • Spaltung

5.1 Kerntechnische Grundlagen

81

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 Φ (Anzahl von Neutronen pro Flächenund Zeiteinheit) ausgesetzt wird, der senkrecht auf den Kernquerschnitt σ trifft, so werden R1 Reaktionen pro Zeiteinheit stattfinden (Reaktionsfrequenz): R1 = σ Φ ; 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 σ Φ ; Einheit m-3s-1

Gl. 5.18

sU

pp

Le x

σ 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 σ bedeutet eine hohe Reaktionswahrscheinlichkeit. Es gibt also für die uns interessierenden oben gelisteten Kernreaktionen mit Neutronen verschiedene Wirkungsquerschnitte, d. h. σel für die elastische und σin für die inelastische Neutronenstreuung, σa für die Neutronenabsorption, σf 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 σ = σ(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 σf ≈ 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 σf ≈ 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  = 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.

82

5 Kernkraftwerke

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

Verlauf der Kernspaltungs-Wirkungsquerschnitte für nenenergie [5.2]

235 239 , 92U238 92U , 94Pu

Le x

Bild 5.3:

über der Neutro-

Der effektive Multiplikationsfaktor ke für alle Neutronen im gesamten Reaktorvolumen V ist definiert zu: ke = ν ³ N σf Φ dV / {³ N σa Φ dV +³ L dA} V

V

Gl. 5.19

A

pp

= Neutronenproduktion / Neutronenverluste

sU

 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 ρR: ρR = (ke – 1) / ke

Gl. 5.20

Bei ke = 1 bzw. ρR = 0 ist der Neutronenfluss stationär, der Reaktor ist kritisch. Bei ke < 1 bzw. ρR < 0 nimmt der Neutronenfluss zeitlich ab, der Reaktor ist unterkritisch. Bei ke > 1 bzw. ρR > 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

83

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 (σa 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 → 1H2

Gl. 5.21

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

2

+ 0n1 → 1H3

Gl. 5.22

Le x

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.

pp

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.

sU

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 → 92U239 → 93Np239 + β- → 94Pu239 + β- + n2 → 94Pu24° + n3 → 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

84

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

5.1.6 Kernbrennstoffe

Le x

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.

sU

pp

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

85

Bild 5.4: Aufbau eines Brennstabs

sU

pp

Le x

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.

86

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

Le x

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

sU

pp

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, ∂ρR/∂T < 0, d. h. eine Temperaturerhöhung des Kühlmittels lässt die Reaktivität ρR (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, α-, β--Strahlung) treten unmittelbar mit den Elektronen in Wechselwirkung, während die γ-Strahlung durch Photoeffekt Elektronen auf eine höhere Energieschale heben oder durch Compton- und Paarbildungseffekte β--Strahlung erzeugen kann. Neutronen können ihre kinetische Energie bei Zusammenstößen an Atome abgeben und indirekt ionisieren.

5.1 Kerntechnische Grundlagen

87

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.

Le x

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.

pp

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.

sU

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 (α-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

88

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].

Le x

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

pp

5.1.9 Radionuklidbildung in Reaktoren

sU

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

89

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

Kürzel

Halbwertszeit

Hauptablagerung; kritisches Organ

3

12,35 a

Körperwasser; Ganzkörper

14

1H

Kohlenstoff

6C

5736 a

sämtliche Gewebe; Ganzkörper

Kobalt

60 27Co

5,2 a

Magen-Darm-Trakt; Ganzkörper

Krypton

36Kr

85

10,76 a

keine chem. Bindung; Haut, Ganzkörper

90

28,5 a

Skelett; Knochen

Strontium

38Sr

129

Jod

53I

16 Mio a

Schilddrüse

Jod

131 53I

8d

Schilddrüse

Cäsium

134 55Cs

2,1 a

Muskulatur; Ganzkörper

Cäsium

137

30,1 a

Muskulatur; Ganzkörper

237

2,1 Mio a

Skelett, Leber

24100 a

Skelett, Lunge, hoch toxisch

55Cs

93Np

Plutonium

239 94Pu

Le x

Neptunium

5.2 Prinzipieller Aufbau des Reaktors

sU

pp

Der Kernreaktor hat mehrere technische Aufgaben zu erfüllen: • Aufrechterhaltung der Spaltungskettenreaktion • Abtransport der freigesetzten Wärme • Rückhaltung der entstehenden Spaltprodukte • Gutes Regelverhalten • Sicherer stabiler Langzeitbetrieb • 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.

90

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

Le x

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).

pp

Bei noch höherer Temperatur setzt die Zirkon-Wasser-Reaktion ein, wobei ein explosionsfähiges Knallgas entstehen könnte: Zr + 2 H2O → ZrO2 + 2 H2

Gl. 5.31

sU

Die Temperatur der Brennelementhülle darf also gewisse Betriebstemperaturen nicht überschreiten.

5.2.2 Leistungsverteilung

Der Neutronenfluss Φ(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]: Φ(z,r) = Φmax J0(2,405 r/R) cos(π·z/H)

Gl. 5.32

mit: Φmax 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 σf ε Φ(z,r)

Gl. 5.33

5.2 Prinzipieller Aufbau des Reaktors

91

Da zwischen den Brennstäben keine Spaltung stattfindet, ist in Wirklichkeit die Leistungsverteilung im Reaktor unstetig.

Le x

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

pp

Spalt Hülle

T

z=+

T1

sU

T3

Moderator

Kühlmittel

Brennstoff

T

r1 r2 r3

(a)

T2

r

r

(b)

dz

z

z=0

z= -

 2

Brennelement

L

 2

z

b0 H

H

qst

ϑ2 T3ma Kühlmittel zm qsto ϑ (Z)

ϑ1 b0

T3 T qst

Bild 5.10: Leistungs- und Temperaturverläufe in und zwischen Brennstäben T3(z) Hülltemperaturverlauf; ϑ(z) Temperaturverlauf im Brennstab a) radialer Leistungsverlauf L(r), b) radialer Temperaturverlauf T(r), c) axiale Stableistungs- und Temperaturverläufe qSt(z), T(z) bzw. ϑ(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 = π r12 L

Gl. 5.34

qspez = L / (ρ aM) = qst /(π r1 ρ aStKBst) 2

ρ: Brennstoffdichte (U-235 + U-238); aStKBst Anreicherung mit starkem Kernbrennstoff.

Gl. 5.35

92

5 Kernkraftwerke

Der Flussformfaktor ϕ ist das Verhältnis von mittlerem zu maximalem Neutronenfluss Φmax. Mit Beziehung Gl. 5.32 ergibt sich der Flussformfaktor ϕ 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.

pp

Le x

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:

sU

• Umsetzung sowie Be- und Entladung der Brennelemente soll möglichst selten erfolgen, da hierzu der Reaktor abgeschaltet und abgekühlt werden muss. • 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

93

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

Le x

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

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

sU

pp

1 2 3 4 5 6

7 8 9 10 11 12 13 14 15

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: • 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].

Le x

• Sicherheitsnachweise gegen andere Naturereignisse wie Hochwasser und Sturmflut sind zu erbringen. • Standort mit einer niederen Bevölkerungsdichte wird bevorzugt. In manchen Ländern gibt es Vorschriften über zulässige Bevölkerungsdichten.

pp

• Neuere deutsche Kernkraftanlagen sind gegen Flugzeugabstürze und gegen äußere Explosionen nach konservativen Stoßlast-Zeitdiagrammen, Bild 5.13, ausgelegt.

Gp

sU

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.

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

95

Gegenüber einem gefährlichen Unfall sind mehrere Sicherheitsbarrieren vorzusehen, „Mehrstufenprinzip“ genannt: • Die Komponenten des Kernkraftwerkes sind sorgfältig auszulegen und zu fertigen. • Die Komponenten des Kernkraftwerkes sind laufend oder periodisch zu warten und zu überwachen. • Als schadhaft erkannte Komponenten sind zu reparieren oder zu ersetzen. • 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.

Le x

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.

sU

pp

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 • Leichtwasser-Reaktoren, thermische Reaktoren: Normales flüssiges Wasser dient sowohl als Moderator und Kühlfluid. Hierzu zählen Siede- und Druckwasser-Reaktoren.

Le 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. • 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.

pp

• 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.

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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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pp

Le x

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

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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

Le x

x=95 % x=90 %

Spez. Entropie s

Bild 5.15: Verlauf der Dampfentspannung in einer Sattdampfturbine von Siedewasserreaktoren

pp

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.

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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: • • • • • • • • • • • • • •

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

99

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

0,25 %

Massenstrom des Kühlwassers durch Reaktor (U = 7,5)

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

20NiMoCr37 3660 mm

Anzahl der Brennelemente Brennelementgeometrie Brennstäbe pro Brennelement Anzahl der Steuerstäbe Gesamtlänge der Brennelemente

pp

Brennstabaußendurchmesser

Le x

Aktive Kernhöhe

Werkstoff der Brennstabhülle

Gewicht des Urans (starker und schwacher Kernbrennstoff) Mittlere volumenspezifische Brennstoff-Leistung

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Mittlere massenspezifische Brennstoff-Leistung Mittlere Heizflächenbelastung der Brennstäbe Mittlerer Abbrand

Innendurchmesser des Sicherheitsbehälters Wandstärke des Sicherheitsbehälters

592 9 x 9 und 10 x 10 63 145 4470 mm 11,0 bzw. 9,6 mm Zircaloy-2 108000 kg 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

Le x

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.

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pp

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

101

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.

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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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5 Kernkraftwerke

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]

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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: 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)

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• • • • • • • • • • • •

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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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5 Kernkraftwerke

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.

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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.

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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

sU

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

105 Dampferzeuger

Sekundärkreis

Primärkreis

G Kalander Druckröhren Moderatorpumpe

Primärkreis Moderatorfluid

5.4.5 Schnelle Brüter

Le x

Bild 5.17: Vereinfachte Wärmeschaltung CANDU

sU

pp

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.

106

5 Kernkraftwerke

Le x

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

sU

pp

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 92U233 erbrütet. Bei diesem Brutstoff, der in der Natur etwa fünfmal häufiger als Uran vorkommt, fällt bei der Aufbereitung weniger Plutonium an. Die Benutzung von Graphitkugeln erlaubt kontinuierlichen Brennelementwechsel: Frische Kugeln werden über Schleusen von oben eingebracht und Kugeln mit hohem Abbrand unten im trichterförmig zulaufenden Kugelhaufen ausgeschleust, ohne den Reaktorbetrieb unterbrechen zu müssen. Die Brennelementkugeln des THTR 300 (nahezu 700.000 Ku-

5.4 Reaktortypen

107

geln) brauchen erst nach einem Abbrand von etwa 110 MWd/kg entnommen zu werden. Dieser Wert liegt deutlich über dem anderer Reaktoren.

sU

pp

Le x

Bild 5.19: Aufbau der Brennelementkugel und eines dispergierten Brennstoffpartikels für THTR 300

Bild 5.20: Prinzipbild des Kugelhaufenreaktors THTR 300 [5.19]

Barrieren gegen das Austreten radioaktiver Stoffe sind: • Brennelemente mit in Graphitmatrix eingelagerten beschichteten einzelnen Brennstoffbzw. Brutstoff-Partikeln • Zylindrische Spannbetonbehälter, in dem der Reaktor mit Primärkreislauf einschließlich der sechs Dampferzeuger untergebracht ist. Innerer Durchmesser von fast 16 m, lichte Höhe von etwas über 15 m, Wandstärken für Boden und Decke über 5 m und für den zylindrischen Teil 4,5 m mit wassergekühltem Liner • Der Reaktor ist selbst bei Umgebungsdruck, also im Falle eines großen Lecks im Primärkreis, redundant gekühlt • Negativer Temperaturkoeffizient. Bei Temperaturerhöhung nimmt einmal die Neutronenabsorption des Thoriums zu und zum anderen verschiebt sich die Neutronenenergieverteilung zu geringerem Spaltquerschnitt. Deshalb gilt die Baulinie des Kugelhaufenreaktors als besonders sicher (inhärent sicher).

108

5 Kernkraftwerke

5.4.7 Kernkraftwerke der 4. Generation Die Leichtwasser-Reaktoren der 50er und 60er Jahre zählen zur ersten Generation, deren Weiterentwicklung zu den großen Siede- und Druckwasserreaktoren werden als zweite Generation angesehen. Als dritte Generation gelten Konzepte wie der Europäische Druckwasserreaktor EPR (European Pressurized Water Reactor) mit seiner optimierten Technik und den weiter entwickelten passiven Sicherheitsstandards. Viele Industriestaaten wollen die Kernkraft vorantreiben. Deutschland beteiligt sich daran jedoch nicht, obwohl Deutschland für einige der Reaktorkonzepte durchaus die Grundlagen gelegt hat. Übergeordnete Ziele von Kernkraftwerken der vierten Generation sind: • Verringerte Investitions- und Betriebskosten • Erhöhte Akzeptanz der Bevölkerung, z. B. durch erhöhte Sicherheitsstandards und kleinere Leistungseinheiten • Reduktion des radioaktiven Mülls • Verringerung der Proliferation nuklearen Materials

Gas gekühlter schneller Brutreaktor (Gas cooled fast reactor GFR) Reaktor mit sehr hoher Temperatur (Very high temperature reactor VHTR) Überkritischer wassergekühlter Reaktor (Super critical water cooled reactor SCWR) Natrium gekühlter schneller Brutreaktor (Sodium cooled fast reactor SFR) Blei gekühlter schneller Brutreaktor (Lead cooled fast reactor LFR) Salzschmelze gekühlter Reaktor (Molten salt reactor MSR)

pp

a. b. c. d. e. f.

Le x

Derzeit werden verschiedene Reaktorlinien mit unterschiedlichem Entwicklungsaufwand und in unterschiedlichen Entwicklungsstufen verfolgt, die obige Ziele erreichen können. Folgende Konzepte lassen sich unterscheiden, deren sicherheitstechnische Auslegung, deren Brennstoffzusammensetzung und deren Brennstoffhandling gegenüber den aktuell betriebenen Kernkraftwerken entsprechend deutlich verbessert werden sollen:

sU

Zu a.: Hier ist an einen Helium gekühlten Reaktor gedacht. Das auf über 850 °C erhitzte Helium soll dann direkt über eine Gasturbine entspannt werden, wie es ursprünglich in Deutschland für den THTR vorgesehen war. Mehrere Brennelementtypen kommen in Frage, die diesen hohen Temperaturen widerstehen und die Spaltprodukte gut zurückhalten, z. B. keramische Verbundbrennstoffe, oder keramisch ummantelte Brennstoffmischungen. Der Reaktorkern kann aus prismatischen Blöcken bestehen, aus einem Kugelhaufen oder aus stab- oder plattenförmigen Anordnungen. Der Reaktortyp ist als Brutreaktor mit integriertem Konzept der Brennstoffaufbereitung vorgesehen. Zu b.: Dieser Reaktor ist mit Graphit moderiert und mit Helium gekühlt. Der Reaktor kann unterschiedlich aufgebaut sein, z. B. als Kugelhaufen oder als prismatischer Block. Eine Reaktoraustritts-Temperatur von 1000 °C ist angedacht. Dies erlaubt auch die Wärmelieferung für chemische Prozesse wie Wasserstoffproduktion. Dieses Reaktorkonzept lässt sich ebenfalls als eine Weiterentwicklung des THTR ansehen. Wie in Abschnitt 5.4.6 prinzipiell erläutert, lassen sich auch unterschiedliche Brutraten einstellen. Zu c.: Wasser als Kühlfluid in überkritischem Zustand, d. h. über 374 °C und 221 bar, ergibt drei große Vorteile. Einmal durchläuft das Kühlmedium keinen Phasenwechsel, was die Kühlund neutronenphysikalische Auslegung sehr vereinfacht. Zum andern kann der thermodynamische Prozess optimiert werden, insbesondere wenn es materialtechnisch gelingt, eine hohe Temperatur zu erzielen. Es ist hierbei an über 500 °C gedacht. Drittens kommt das Kernkraftwerk wie ein Siedewasserreaktor mit einem Kreis aus, d. h. das überkritische Fluid aus dem

5.5 Entsorgung, Wiederaufbereitung, Transport

109

sU

pp

Le x

Reaktor soll direkt in der Turbine entspannt werden. Ein Wirkungsgrad von 40 % und mehr wird erwartet. Das Neutronenspektrum kann durch die Konditionierung des Kühlfluids für eine Fahrweise als thermischer Reaktor oder als schneller Reaktor angepasst werden. Zu d.: Eine Weiterentwicklungsvariante des schnellen Brüters mit drei Kreisläufen basiert auf neuen metallischen Brennstofflegierungen aus Uran-Plutonium-Aktiniden-Zirkon, die eine kraftwerksintegrierte pyrometallische Wiederaufbereitung erlauben sollen. Die andere Entwicklungsvariante soll mit traditionellem Brennstoff aus Uran-Plutonium-Mischoxiden arbeiten, jedoch eine höhere Temperatur von etwa 550 °C für den Clausius-Rankine-Prozess erlauben. Allerdings ist dann an eine zentrale Wiederaufbereitung nach einem verbesserten PUREX-Verfahren für mehrere Kraftwerke gedacht. Wesentliche neue Sicherheitsinstallation ist das große, nahezu drucklose Primärsystem mit langsamer thermischer Reaktionszeit. Zu e.: Dieses innovative Brüterkonzept sieht einen primären Kreislauf mit Blei oder einer eutektischen Blei-Wismut Legierung vor. Die Reaktoraustrittstemperatur soll auf mindestens 550 °C gesteigert werden, eventuell bis auf 800 °C. Letzteres würde sogar für einen Gasturbinenbetrieb ausreichen und für Prozessdampf zum Betrieb thermochemischer HochtemperaturProzesse wie Wasserstoffproduktion geeignet sein. Der Reaktorkern soll als „Batterie“ zur Gänze austauschbar und für einen besonders hohen Abbrand, also eine sehr lange Betriebszeit von 15 bis 20 Jahren konzipiert sein. Dieses Batteriekonzept ist insbesondere für kleine Blockgrößen von 50 bis 150 MW vorgesehen und für Länder, die keine eigene Infrastruktur für Nuklearbrennstoffe aufbauen wollen. Größere Baugrößen können dieses Batteriekonzept allerdings nicht anwenden. Zu f.: Der mit einer Salzschmelze gekühlte Reaktor stellt das weit reichendste Konzept dar. Hier ist der Brennstoff Uranfluorid im zirkulierenden flüssigen Kühlmedium zusammen mit den Fluoridsalzen, insbesondere Natrium- und Zirkonfluorid sowie Lithium- und Berylliumfluorid, integriert. Beim Durchfluss durch den Moderator, den Graphitkern, wird das Brennstoff-Kühlgemisch kritisch. Über den Zwischenkreis wird die Wärme an den thermodynamischen Kreisprozess abgegeben. Angestrebt sind Temperaturen zwischen 700 und 800 °C. Die Salzschmelze erlaubt die Zugabe von Aktiniden wie Plutonium und vermeidet somit die Brennelementfertigung. Die erzeugten Aktinide und viele Spaltprodukte reagieren zu Fluoriden in der Schmelze. Um das Neutronengleichgewicht aufrecht zu erhalten, muss die Salzschmelze gereinigt werden, um unerwünschte Neutronenabsorber zu entfernen. Dies geschieht am besten permanent durch einen elektrochemischen Reinigungs- und Aufbereitungs-Bypass. Fluoridsalzschmelzen haben beste Wärmeleit- und Wärmeübergangseigenschaften bei sehr geringem Dampfdruck, was sehr geringe Betriebsdrücke ergibt. Allerdings besteht durch Verunreinigungen große Korrosionsgefahr. Wasser, beispielsweise, wird zur höchst korrosiven Fluorsäure HF umgewandelt. Dieses Reaktorkonzept wurde im Oak Ridge National Laboratory in den 70er Jahren mit einem Pilotreaktor von 7,4 MWth getestet. Erreicht wurden Temperaturen bis 700 °C. Eine kompakte Übersicht dieser Reaktortypen ist in der Website des Idaho National Laboratory [5.23] zu finden.

5.5 Entsorgung, Wiederaufbereitung, Transport Die Nutzung der Kernenergie wird in manchen Staaten von der Gesellschaftsmehrheit neben Sicherheitsbedenken auch wegen der Entsorgungs- oder Wiederaufbereitungskonzepte abgelehnt, da eine sichere Lagerung der langlebigen radioaktiven Spaltprodukte auch in geologisch stabilen Formationen bezweifelt wird. Katastrophen, die zu einer Freisetzung dieser Stoffe

110

5 Kernkraftwerke

führen, und unbefugte Entnahmen mit folgendem Missbrauch sind generell nicht auszuschließen. Die Wiederaufbereitung kann die radioaktiven Spaltprodukte nicht reduzieren. Bei der Wiederaufbereitung sollen die erbrüteten starken Kernbrennstoffe, also Plutonium- und Uranisotope, wiedergewonnen werden. Die notwendige Plutoniumwirtschaft, die das extrem toxische Plutonium zur Ware werden lässt, wird wegen des potentiellen Missbrauchs gefürchtet.

5.5.1 Wiederaufbereitung

sU

pp

Le x

Zwar wurde in Deutschland durch die Stillegung der jahrelang betriebenen Karlsruher Pilotanlage die Wiederaufbereitung aufgegeben, doch ist sie in anderen Ländern integraler Bestandteil des Kernbrennstoffkreislaufs. Bild 5.21 zeigt neben der direkten Endlagerung die Schritte der Wiederaufbereitung. In den Kreislauf müssen frisches Uran eingespeist und die aktiven Spaltproduktisotopen ausgeschleust werden. Die Bestandteile der abgebrannten Brennelemente werden in der Wiederaufbereitungsanlage getrennt. Die extrahierten starken und schwachen Kernbrennstoffe werden zur Herstellung neuer Brennelemente genutzt, während die sonstigen radioaktiven Materialien wie Spaltprodukte, Hüll- und Strukturmaterialien in das Endlager kommen.

Bild 5.21: Kernbrennstoff-Kreislauf bzw. direkte Endlagerung

Für die Wiederaufbereitung der abgebrannten Brennelemente kommen wässrige Verfahren großtechnisch zum Einsatz. Die Brennelemente werden zuerst mechanisch zerkleinert und in Säure aufgelöst. Der feste Brennstoff wird durch Säuren in eine wässrige Lösung übergeführt, was im Anschluss die Abtrennung der Metalle Uran und Plutonium durch die chemischen Trennverfahren Fällung, Lösungsmittelextraktion und Ionenaustausch erlaubt.

5.5 Entsorgung, Wiederaufbereitung, Transport

111

Das PUREX-Verfahren (Plutonium, Uran, Reduktion, Extraktion) hat sich durchgesetzt [5.4], bei dem der Brennstoff zunächst durch siedende Salpetersäure in ein Metallnitrat umgewandelt wird: 2 UO2 + 6 HNO3 → 2 UO2(NO3)2 + NO2 + NO + 3 H2O

Gl. 5.36

Diese Uran- und Plutonium-Nitrate werden mit Tri-n-butylphosphat TBP über die Bildung stabiler Komplexe aus der Mutterlauge von anderen Stoffen extrahiert und chemisch weiterbehandelt. Die gasförmigen und leichtflüchtigen Spaltprodukte gelangen in den Abgasstrom und werden dort bis auf zulässige Konzentrationen ausgefiltert. Die festen Spaltprodukte fallen in wässriger Lösung an und werden durch Eindampfen abgetrennt.

5.5.2 Entsorgung

Le x

Bei der Wiederaufbereitung muss die Freisetzung der radioaktiven Produkte in die Umgebung verhindert werden. Hierbei sind insbesondere die flüchtigen langlebenden aktiven Produkte wie die Jodisotope I-129, I-131 und Tritium H-3, zurückzuhalten. Jod wird mittels Nasswäscher im Abgasstrom ausgewaschen oder an silberimprägnierten anorganischen Trägermaterialien abgeschieden. Das Tritium wird schon im ersten Extraktionszyklus zurückgewaschen und die beim Eindampfen des hochaktiven Flüssigabfalls anfallende tritiumhaltige Säure rezykliert. Durch eine Tieftemperatur-Rektifikation wird das Kryptonisotop Kr-85 abgeschieden.

sU

pp

Bei der Entsorgung wird zwischen schwach-, mittel- und starkaktiven Abfällen unterschieden. Schwach- und mittelaktive Abfälle fallen bei Reparatur oder Wartungsarbeiten als leicht aktive Metalle, kontaminierte Kleidung und Reinigungsmedien an. Das Volumen wird vor seiner Endlagerung durch verschiedene Prozesse wie Eindampfen, Pressung oder Verbrennung zuerst komprimiert, dann mittels Zement oder Beton gebunden und meist in Edelstahlfässer gefüllt. Die Strahlenemission und die Nachwärme der dem Reaktor entnommenen abgebrannten Brennelemente sind hoch. Die Brennelemente gelangen zuerst für mindestens ein Jahr in das Wasserabklingbecken des Kernkraftwerks, wobei die Nachwärme und die Radioaktivität entsprechend ihres exponentiellen Verhaltens deutlich abnehmen. Das Volumen der radioaktiven Brennelementbestandteile wird durch die Wiederaufbereitung komprimiert. Die flüssigen und festen hochaktiven Rückstandsstoffe lassen sich durch Einschmelzen in Glasblöcke langzeitstabil binden. Eine Pilotanlage ist im belgischen Forschungszentrum Mol seit Jahren in Betrieb. Nach mehreren Jahren Abklingzeit in wärmeabführenden Zwischenlagern können die Glasblöcke dann in tiefliegenden, geologisch stabilen Formationen wie Salzstöcken endgelagert werden. Falls wie in Deutschland auf Wiederaufbereitungsanlagen verzichtet wird, kommen die Brennelemente nach der Abklingzeit ohne weitere Behandlung in das Zwischenlager, z. B. in die Salzstöcke von Gorleben. Die Brennelemente verbleiben dabei in ihren Transportbehältern (CASTOR-Behälter).

5.5.3 Transport Die abgebrannten Brennelemente sind nach der Zwischenlagerung aus dem Kernkraftwerk abzutransportieren. Zu diesem Zweck wurden spezielle Behälter entwickelt, die bei ihrer Typprüfung extremen Belastungen standhalten müssen, die möglicherweise bei schweren Transportunfällen auftreten können.

112

5 Kernkraftwerke

Hierzu zählen Fallversuche aus 9 m Höhe auf ein unnachgiebiges Fundament, Beschuss mit einer 1000 kg schweren Stahlmasse, Hitzetest bis 800 °C und natürlich Dichtheitsprüfungen in Tieftauchbecken. Die Behälter aus hochwertigem Gusseisen sind etwa 5 bis 6 m lang bei einem Durchmesser von ca. 2 m. Bei der Wandstärke von fast 0,5 m und der Wasserfüllung lässt sich die Strahlung auf unschädlich geltende Werte abschirmen. Die Rippenstruktur an der Behälteraußenseite führt die Nachwärme ab. Der Deckel und die Dichtungen sind doppelt ausgeführt. Die Behälter des Castor-Typs, Bild 5.22, werden mittels Eisenbahn und Lastkraftwagen befördert. Sie sind auch für die langfristige Lagerung der Brennelemente geeignet.

Le x

Die Brennelemente werden unter Wasser im Abklingbecken in die Transportbehälter geladen. Das Wasser des Abklingbeckens ist durch Abriebpartikel und Tritium leicht aktiv. Selbst wenn der Behälter vor dem Eintauchen in eine Kunststofffolie gehüllt wird, ist eine Wasserkontamination der Behälteraußenseite nicht ganz ausgeschlossen. Nach Verschluss wird der Behälter durch Wasserduschen und manuellem Abtrocknen auf dem Kraftwerksgelände gereinigt. Die Radioaktivität der Behälteroberfläche darf lokal 4 Becquerel/cm2 nicht überschreiten. Diese geringe lokale Aktivität ist nicht direkt messbar. Die indirekte Messung geschieht mit dem Wischtest. Mit einem geeigneten Vlies werden einige Teilflächen des Behälters abgewischt und im Labor auf die aufgenommene Radioaktivität untersucht. Keine der Proben darf eine auf die Fläche, wo die Wischprobe entnommen wurde, umgerechnete Aktivität von 4 Bq/cm2 vor dem Transport überschreiten.

sU

pp

Da die Oberfläche des Gussbehälters schon wegen den Rippen und Hinterschneidungen der Tragzapfen nicht glatt ist, halten sich in Vertiefungen kleine, eventuell kontaminierte Wasserreservoirs. Diese versteckten Wasserreservoirs können während des Transports freigesetzt werden, was als „Schwitzen“ bezeichnet wird. Dadurch können beim nachträglichen Wischtest am Bestimmungsort lokal höhere Aktivitätswerte gemessen werden. Die gemessenen Aktivitätswerte sind jedoch in Relation zu natürlichen Quellen zu setzen, denen wir permanent ausgesetzt sind. So haben, jeweils im Mittel, unsere üblichen Nahrungsmittel eine Aktivität von etwa 40 Bq/kg, die Luft im Freien hat 14 Bq/m3 und die in Wohnungen gar 50 Bq/m3. Wasser aus zugelassenen Heilquellen kann sogar Aktivitätswerte von mehreren Tausend Bq/Liter aufweisen.

Bild 5.22: Aufbau eines Transport- und Lagerbehälters, Typ Castor Ic [5.6]

5.6 Fusionskonzepte

113

5.6 Fusionskonzepte Die Fusion eines Deuterium- mit einem Tritiumkern zu 2He4 und einem Neutron setzt die Fusionsenergie EFus = 17,6 MeV frei. Die hierzu benötigte „Zündenergie“ beträgt etwa EZ = 10 keV. Unter allen Varianten der Heliumfusion ist das Verhältnis dieser Energien EF/EZ mit 1760 am höchsten und die Zündenergie am niedrigsten, was es als bevorzugte Reaktion auszeichnet. Das entstehende Hochenergie-Neutron hat 14,1 MeV und der Heliumkern 3,5 MeV. In einem Fusionsreaktor soll das schnelle Neutron im thermischen Mantel, der die Fusionskammer umgibt, abgebremst werden und seine Energie an einen thermischen Kreisprozess abgeben. Der Heliumkern soll seine Energie im Plasma selbst abgeben, um die hohe Plasmatemperatur aufrecht zu erhalten. Deuterium ist in natürlichem Wasser genügend vorhanden und relativ preiswert zu separieren. Das Tritium 1H3 soll im thermischen Mantel des Fusionsreaktors selbst aus Lithium 3Li6 oder 7 3Li durch den Neutronenstrom generiert werden: + schnelles 0n1 → 1H3 + 2He4 + 0n1 + langsames 0

n1

→1

H3

+2

He4

+ 4,8 MeV

Gl. 5.37 Gl. 5.38

Le x

7 3Li 6 3Li

sU

pp

Letztere Reaktion setzt mit 4,8 MeV noch eine nennenswerte Energie frei.

Bild 5.23: Schematischer Aufbau eines Fusions-Kraftwerks [5.21]

Bild 5.23 zeigt schematisch den Aufbau eines Fusions-Kraftwerks [5.21]. Um die Fusion aufrechtzuerhalten, ist diese zu isolieren, damit die erforderliche Plasmatemperatur (Zündtemperatur 108 K) nicht abkühlt. Stand der Technik ist, das Fusionsplasma magnetisch in der Schwebe zu halten. Die elektrisch geladenen Plasmateilchen orientieren sich entlang Magnetfeldlinien. Bild 5.24a) zeigt ungeordnete Teilchenbewegungen in einem unbeeinflussten Plasma, Bild 5.24b) mit angelegtem Magnetfeld, wo die Partikel eine schraubenförmige Bewegung um die

114

5 Kernkraftwerke

pp

Le x

Feldlinien ausführen [5.21]. Nach diesem Prinzip sind die Fusionskammern konzipiert. In Bild 5.24c) ist das derzeit bevorzugte Magnetfeld in Form eines Torus gezeigt (TOKAMAKSystem). Das Konzept wurde ursprünglich in der ehemaligen UdSSR vorgeschlagen. Das JETProgramm (Joint European Torus) basiert auf diesem Prinzip. Die magnetischen Feldlinien sind spiralförmig um den Toruskern gelegt. Entsprechend werden die Plasmateilchen in diesem toroidalen Volumen gehalten. In der Praxis sind weitere magnetische Hilfsfelder nötig, um das Plasma stabil im Ring zu halten. Bild 5.24d) skizziert das alternative Spiegelkonzept. Wenn sich die Magnetlinien verengen, werden die Plasmapartikel reflektiert, womit sie sich ebenfalls in einem vorgegebenen Volumen halten lassen. Allerdings entkommen Partikel auf der zentralen Magnetlinie, was zusätzliche Spiegelkonfigurationen notwendig macht.

sU

Bild 5.24: Prinzipien eines magnetisch gehaltenen Plasmas

Neben dem magnetischen Plasmaeinschluss wird der Trägheitseinschluss untersucht. Hierzu müssen die Fusionspartner zunächst in einer Hülle eingeschlossen werden. Diese Brennstoffkügelchen von etwa 1 mm Durchmesser werden einer plötzlichen extremen Wärmezufuhr ausgesetzt, was mittels mehreren, konzentriert gepulsten Laserstrahlen oder Partikel-Beschleunigern möglich ist. Das Hüllmaterial expandiert als Elektronen- und Ionenplasma radial nach außen und komprimiert als starke Stoßwelle nach innen. Der sich zum Zentrum konzentrierende Stoß kann im Kügelchen Temperaturen von 108 K und damit die Fusion hervorrufen. Ist erst einmal die Fusion in Gang gesetzt, wird der Brennstoffrest ebenfalls fusionieren, da alles in einem Zeitrahmen von 10–9 s abläuft. Bild 5.25 zeigt die zeitliche Abfolge dieses Prinzips [5.22]. Die schattierte Ringfläche stellt das Plasma des Hüllmaterials dar.

5.6 Fusionskonzepte

115 Auch Fusionsreaktoren garantieren keine saubere Energieumwandlung. Das langlebige Isotop Tritium wird in großen Mengen produziert und ist leicht flüchtig; hiergegen sind wieder verschiedene Barrieren zu schaffen. Die Fusion erzeugt große Mengen hochenergetischer Neutronen, die Kernreaktionen in den einzelnen Strukturen um das Plasma hervorrufen. Die meisten der durch Neutronen erzeugten radioaktiven Isotopen werden in den Strukturen zurückgehalten, während gasförmige wie C14, Ar- und N2-Isotope besondere Rückhaltebarrieren bedingen, um das Kraftwerkspersonal zu schützen.

Le x

Der hohe Energieinhalt und die hohe Plasmatemperatur sowie die Kühlkreisläufe bedingen besondere sicherheitstechnische Maßnahmen. Ein quantitativer Vergleich mit anderen Zivilisationsrisiken ist noch nicht möglich.

sU

pp

Bild 5.25: Prinzip des Trägheitseinschlusses

116

5 Kernkraftwerke

Übungsaufgaben 5.1 Welche thermische Energie wird durch die vollständige Spaltung mit thermischen Neutronen des U-235 in 5 kg UO2 (Urandioxyd), das auf 2 % angereichert ist, freigesetzt? Der Brutprozess soll unberücksichtigt bleiben. 5.2 Gegeben sei ein Reaktor mit einer mittleren spezifischen Leistung L von 1000 kW/kg U235. Als Brennstoff wird (U-235)O2 verwendet. Die Anreicherung a sei 3 %. In welchen Zeitabständen muss der Brennstoff gewechselt werden, wenn der zulässige Abbrand mit 30.000 MWd/(t UO2) vorgegeben ist? t UO2 bedeutet Tonne Kernbrennstoff aus U235O2 und U238O2. Massenzahl von O: 16. 5.3 Ein Brennstab von L = 2,25 m beheizter Länge habe eine mittlere Stableistung von q/l = 200 W/cm. Das Kühlmittel erwärmt sich beim Strömen entlang dieses Brennstabes von T1 = 290 °C auf T2 = 320 °C. Die spezifische Wärme des Kühlmittels sei cp = 3 kJ/(kgK). Wie groß ist der zugehörige Kühlmitteldurchsatz m in kg/s?

), Pu239 (

), U238 (

)

103 102

pp

101 100

10–1 10–2

sU

a) LeichtwasserReaktoren

Spaltquerschnitt von U235 (

Spaltquerschnitt

5.5 Der effektive Spaltquerschnitt σf von U235, U-238 und Pu239 ist im Diagramm als Funktion der Neutronenenergie gegeben. Kennzeichnen Sie im Diagramm Bereiche, wo

Le x

5.4 Was bewirkt ein Moderator in Kernkraftwerken? Welche Moderatoren werden verwendet?

b) Schnelle Brüter betrieben werden.

10–2 10–1 100

101

102 103 104 105 106 Neutronenenergie eV

107

c) Diskutieren Sie in Kürze, welche Anreicherungen mit starkem Kernbrennstoff zu Betriebsbeginn benötigt werden – im Vergleich der beiden Reaktortypen. d) Welche Kühlmedien werden üblicherweise für die o. g., unterschiedlichen Reaktortypen eingesetzt? 5.6 Auslegung Kernkraftwerk (Hilfsmittel: h,s-Diagramm Wasser; Dampftafel) Sie sollen die grundlegende Auslegung eines Kernkraftwerkes mit den folgenden thermodynamischen Daten analysieren. Druck- und Wärmeverluste sind zu vernachlässigen (siehe unteres Anlagenschema): Der Frischdampf ist Sattdampf bei TFD = 300 °C; Kondensatorbedingung: TCond = 25 °C Zwischenüberhitzung durch den Frischdampf bei pZÜ = 5 bar bis TZÜ = 280 °C. a) Zeichnen Sie die Zustandsänderung der Dampfturbinenentspannung in das h,sDiagramm Isentroper Turbinen-Wirkungsgrad ηS = 80 %. b) Welcher Dampfmassenstrom mT ist nötig, um eine Turbinenleistung von PT = 1600 MW zu erzielen? Mechanische Verluste sind zu vernachlässigen.

Übungsaufgaben

117

c) Welcher Massenstrom mZÜ wird für die Zwischenüberhitzung benötigt? Die Zwischenüberhitzung wird durch den Frischdampf realisiert; siehe unteres Anlagenschema. Der Frischdampf wird kondensiert und verlässt den Überhitzer in flüssig gesättigtem Zustand. Druckverluste sind zu vernachlässigen. d) Auf welchem Druck ist der Mischvorwärmer MV zu betreiben? Welche Druckdifferenz hat die zweite Pumpe Pu 2 zu bewältigen? e) Berechnen Sie die spezifische Enthalpie hVw des Speisewassers nach dem Mischvorwärmer. Die Pumpe Pu1 habe einen Wirkungsgrad von ηPu = 80 %. Dichte von Wasser  = 1000 kg/m3 f) Berechnen Sie den thermischen Wirkungsgrad th.

Sattdampf TFD = 300 °C

mT 4

mSH

2b Reaktor

TZÜ = 280 °C

pp

Pu2 2a

HVW

sU

Primärkreislauf

Niederdruckturbine

Le x

Dampferzeuger

Hochdruckturbine

3

pZÜ = 5 bar

Vorwärmstrecke

VW

2

Pu1

G

5

4

1

6 TKond = 25 °C

Sekundärkreislauf

5.7 Kernkraftwerk EPR (Hilfsmittel: h,s-Diagramm Wasser; Dampftafel) Sie haben die thermodynamische Auslegung des Europäischen Druckwasser-Reaktors EPR für Finnland zu überprüfen. Folgende Daten sind gegeben: Frischdampfzustand, Sattdampf TFD = 290 °C; Zwischenüberhitzung bei pZÜ = 10 bar auf TZÜ = 290 °C. Kondensatortemperatur TK = 30 °C. Druckverluste und Pumpenleistung seien vernachlässigbar. a) Zeichnen Sie das Anlagenschema des EPR mit der Zwischenüberhitzung ZÜ. b) Ermitteln Sie den isentropen Wirkungsgrad S der Entspannungen in den Turbinen. Hinweis: Tragen Sie zuerst die Entspannungsverläufe in das h,s Diagramm ein. Die Entspannungen enden bei einem Dampfgehalt von 90 %. c) Die elektrische Leistung soll 1.600 MW betragen. Wirkungsgrade m Gen sonst = 90 %. Welcher Dampfmassenstrom mD ist nötig?

118

5 Kernkraftwerke d) Der Reaktor hat 241 Brennelemente mit je 265 Brennstäben Es soll keine regenerative Speisewasser-Vorwärmung angewandt werden. Die mittlere spezifische Stableistung ist qSt = 257 W/cm. Berechnen Sie die notwendige Länge der Brennstäbe L. e) Zeichnen Sie qualitativ das T, Q-Diagramm des Wärmeübertragers Kennzeichnen Sie die Grädigkeit (minimale Temperaturdifferenz). f) Die Grädigkeit des Dampferzeugers beträgt 10 °C; der Massenstrom im Primärkreis ist mPr = 23.000 kg/s; spez. Wärme des Kühlwassers bei dem hohen Druck sei cp = 3 kJ/(kg K). Welche Wassereintritts- und Austrittstemperatur Tein, Taus weist der Reaktor auf?

Hinweis: Die Lösungen der Übungsaufgaben befinden sich am Ende des Buches, hinter Kap. 19.

Literatur zu Kapitel 5

sU

pp

Le x

[5.1] D. Smidt, Reaktortechnik 1, G. Braun-Verlag Karlsruhe, 2. Aufl. 1976 [5.2] K. Wirtz, Vorlesung über Grundlagen der Reaktortechnik, Teil 1, Kernphysikalische Grundlagen, Lehrstuhl für Physik. Grundlagen der Reaktortechnik, TH Karlsruhe, 1966 [5.3] D. Smidt, Reaktortechnik 2, G. Braun-Verlag Karlsruhe, 2. Aufl. 1976 [5.4] C. Keller, H. Möllinger (Herausgeber), Kernbrennstoffkreislauf, Band 1 und Band 2, A. Hüthig Verlag Heidelberg, 1978 [5.5] B. Rajewski, Thieme Verl. 1956 u. G. Braun Verl. 1957 [5.6] J. Seidel, Kernenergie, ECON Verlag Düsseldorf, 1990 [5.7] Joint Research Centre JRC, Environmental Radioactivity in the European Community 1987-1990, ECSC-EC-EAEC, 1995 [5.8] Siemens „Hohe Verfügbarkeit und Sicherheit – Druckwasserreaktoren von Siemens“, Best.Nr. A96001-U50-A314 (1997) [5.9] W. Zaiss, Betriebserfahrungen mit Kernkraftwerken am Beispiel der GKN-Druckwasserreaktoren; in: Entwicklungstendenzen in der Energieversorgung, Ed. R. Zahoransky, Informationsschrift der VDI-GET, VDI Düsseldorf, 1998 [5.10] Sicherheitstechnische Regel des KTA: Auslegung von Kernkraftwerken gegen seismische Einwirkungen, Teil 1, KTA 220 [5.11] Reactor Safety Study. An Assesment of Accident Risks in U.S. Commercial Nuclear Power Plants, WASH 1400 (draft), 1974 (sog. Rasmussen-Studie) [5.12] W. D. Krebs, Risikobeurteilung von Kernkraftwerken – Neue Konzepte; in: Entwicklungstendenzen in der Energieversorgung, Ed. R. Zahoransky, Informationsschrift der VDI-GET, VDI Düsseldorf, 1998 [5.13] BMU – Umwelt 4/1996, aus: Informationskreis Kernenergie Bonn, Kernenergie Grafiken 4/96, 1996 [5.14] J.F. Sobolewski, V.G. Snell, CANDU 6, Safety of CANDU Nuclear Power Stations, AECL-6329 (Atomic Energy of Canada Limited), 1992 [5.15] A. Wünschmann, Was ist nukleare Energie?, GTS-Druck GmbH, Kirchheimbolanden, 1991

Literatur zu Kapitel 5

119

sU

pp

Le x

[5.16] KKP Philippsburg, EnBW Kraftwerke AG, Redaktion Harald Bläske [5.17] A. Bald, H.U. Duroy, G. Lepie, Der Turbosatz und der Dampf-Speisewasserkreislauf des Kernkraftwerkes Obrigheim, Atom und Strom 13, S. 178 ff, 1967 [5.18] R. Schulten, D. Bedenig, W. Rausch, The control of fissile material flow in hightemperature pebble-bed reactors, IAEO-Symp. on Progress in Safeguards Techiques, Karlsruhe, 1970 [5.19] BBC, 300-MW-Kernkraftwerk mit Thorium-Hochtemperatur-Reaktor (THTR-300) der HKG in Hamm-Uentrop, BBC-Druckschrift D HRB 1141 89 D, 1989 [5.20] GKN, Gemeinschaftskernkraftwerk Neckar, Block I und II, 2.Aufl. 1994 [5.21] R.A. Meyers (Editor), Handbook of energy technology and economics, Wiley-Interscience Publ., 1983 [5.22] Dingee, Chem. and Eng. News, Apr. 2, 1979 [5.23] http.//nuclear.inl.gov/gen4, 2006

120

6 Gasturbinen-Kraftwerke Stationäre Gasturbinen-Kraftwerke1 zur Stromerzeugung wurden zuerst von Holzwarth Anfang des 20. Jahrhunderts zur kommerziellen Reife entwickelt und bis zum 2. Weltkrieg hergestellt. Hierbei handelte es sich um Verpuffungs-Gasturbinen mit isochorer Wärmezufuhr [6.1]. 1939 präsentierte die Firma BBC auf der Zürcher Landesausstellung die erste stationäre Gasturbine mit isobarer Wärmezufuhr, nach deren Prinzip die heutigen Gasturbinen aufgebaut sind. Diese 4 MW Maschine ist noch heute in Neuchâtel betriebsbereit. Friedrich Stolze gilt als Erfinder dieser Gasturbinen-Bauweise. Seine erste, schon 1904 bei BBC gebaute Anlage erbrachte wegen zu geringen Maschinenwirkungsgraden und zu geringer Turbineneintrittstemperatur jedoch keine Nutzleistung [6.2].

Le x

Stationäre Gasturbinen erlangen für die Energiebereitstellung zunehmende Bedeutung als Spitzenlastanlage, in der Kraft-Wärmekopplung und in jüngerer Zeit als integrierter Bestandteil von Kombinationskraftwerken mit einem nachgeschalteten Dampfkraftwerk (siehe Kap. 7). Das Arbeitsmedium üblicher offener Gasturbinen ist Luft und Rauchgas. Das Wort Gasturbine rührt nicht vom Brennstoff her, der gasförmig, flüssig oder sogar fest sein kann, sondern vom gasförmigen Arbeitsmedium. Der Brennstoff wird dem angesaugten Arbeitsmedium Luft zugeführt, so dass eine innere Verbrennung stattfindet. Das Abgas wird in die Atmosphäre abgegeben.

pp

6.1 Thermodynamische Grundlagen

sU

Zunächst wird die Holzwarth-Gasturbine wegen ihrer technischen und historischen Bedeutung behandelt.

6.1.1 Gasturbine mit isochorer Wärmezufuhr Holzwarth realisierte die erste kommerziell erfolgreiche Gasturbine, ausgeführt mit isochorer Wärmezufuhr. Bild 6.1 veranschaulicht den Wärmeschaltplan. Die einzelnen Prozessschritte sind: 12: Luft von Umgebungszustand 1 wird mit einem Gebläse mit leichtem Überdruck in die Verpuffungskammern gefördert. Gleichzeitig wird der Brennstoff eingebracht, so dass im Zustand 2 ein zündfähiges Brennstoff-Luft-Gemisch vorliegt (Bild 6.2). 23: Die Ventile der Verpuffungskammern werden geschlossen und das Gemisch gezündet. Bei dieser isochoren Wärmezufuhr steigen Druck und Temperatur. 34: Bei höchstem Druck öffnen die Ausströmventile, das Rauchgas entspannt sich unter Arbeitsabgabe in der Turbine und strömt in die Atmosphäre aus: p4 = p1 = pAtm. 41: Das heisse Rauchgas wird in der Atmosphäre isobar abgekühlt.

1 Diese werden abgekürzt mit „Gasturbinen“ bezeichnet, obwohl es ein Kraftwerk mit Verdichter,

Brennkammer, Turbine und gegebenenfalls Luftvorwärmer ist.

6.1 Thermodynamische Grundlagen

121

c 2

3

Bild 6.1: Wärmeschaltplan der HolzwarthGasturbine

b

a

d 1

a: Luftgebläse, b: Verpuffungskammer, c: Brennstoffpumpe d: Turbinenrad 1-4: Zustandspunkte

G 4

Le x

Bild 6.2 stellt den Prozess qualitativ im h,s-Zustandsdiagramm dar. Der idealisierte HolzwarthVergleichsprozess nimmt rein isentrope, isochore und isobare Zustandsänderungen ohne Verluste an, so dass er bei bekanntem Stoffverhalten, z. B. bei Vorliegen eines h,s-Zustandsdiagrammes, oder unter Annahme eines perfekten Gasverhaltens auf Grundlage des 1. HS einfach zu analysieren ist. Hierbei sind die kinetischen und potentiellen Anteile ½ c2 und gz vernachlässigbar. Bei horizontaler Lage der Strömungsmaschinen ist z = 0, bei anderer Lage ist gz sehr viel kleiner als die spezifischen Enthalpiedifferenzen h. Ebenso ist bei stationären Anlagen ½ c2 << h. Gl. 6.1

23: Isochore Wärmezufuhr qzu = q2,3 = h3 – h2 > 0

Gl. 6.2

pp

12: Isentrope Verdichtung mit Arbeitszufuhr w1,2 = h2 – h1 > 0

Gl. 6.3

41: Isobare Wärmeabfuhr qab = q4,1 = h1 – h4 < 0

Gl. 6.4

sU

34: Isentrope Entspannung mit Arbeitsabgabe w3,4 = h4 – h3 < 0

Bild 6.2: Zustandsänderungen des Holzwarth-Prozesses

Die spezifische Nutzarbeit wN ergibt sich nach dem 1. HS aus der Summe der spezifischen Arbeiten. wN =  wi = w1,2 + w3,4 = h2 - h1 + h4 – h3 < 0 Der thermische Wirkungsgrad ist

Gl. 6.5

122

6 Gasturbinen-Kraftwerke

th = – wN/qzu bzw. th = |wN|/q2,3

Gl. 6.6

Der thermische Wirkungsgrad von Kreisprozessen mit isochorer Wärmezufuhr ist bei vergleichbaren Zustandswerten generell höher als mit isobarer.

Le x

Eine Holzwarth-Anlage vertikaler Bauart von 1000 PS ist in Bild 6.3 als Schnitt gezeigt [6.1]. In mehreren Kammern wird das Luft-Brennstoffgemisch gezündet. Bei einem Verbrennungsenddruck von etwa 5 bis 20 bar werden die Ausströmventile geöffnet und das Rauchgas entspannt sich im Turbinenrad auf Umgebungsdruck. Das heiße Abgas wurde in einem AbhitzeDampferzeuger genutzt, mit dessen Dampf die Luft- und Brenngas-Gebläse angetrieben wurden. Ein Druckzyklus ist in Bild 6.4 aufgezeichnet. Die Zyklusfrequenz war etwa 1 Hz. Als nachteilig kann die instationäre Betriebsweise mit den notwendigen Ventilen angesehen werden. Vorteilhaft ist sicher der erzielbare hohe Wirkungsgrad, bedingt durch die günstige isochore Wärmezufuhr.

sU

pp

Elektrischer Generator

Turbinenrad

Ventil Verpuffungskammern

Abgaskanal

Vordruckkammer Zündung

Einlassventil Luft

Einlassventil Gas

Bild 6.3: Schnittdarstellung einer Gasturbine nach Holzwarth [6.1]

Druck/bar

6.1 Thermodynamische Grundlagen

123

8 6

4

2 0 Zeit

ca. 1 s

Bild 6.4: Druckzyklus einer Holzwarth-Gasturbine [6.1]

6.1.2 Gasturbine mit isobarer Wärmezufuhr

Le x

Heutige Gasturbinen arbeiten mit stationärer isobarer Wärmezufuhr. Der Wärmeschaltplan der einfachsten Anlage ist in Bild 6.5 skizziert. Die einzelnen Prozessschritte des Joule-BraytonVergleichsprozesses, den verlustfreien Idealfall darstellend, sind (Bild 6.6):

pp

12: Luft von Umgebungszustand 1 wird im Turboverdichter isentrop auf den oberen Prozessdruck 2 komprimiert. 23: In der stationär durchströmten Brennkammer wird der verdichteten Luft Brennstoff zugegeben und das Gemisch verbrannt. 34: Das heiße Rauchgas entspannt sich unter Arbeitsabgabe in der Turbine und strömt in die Atmosphäre. Der Gegendruck der Turbine ist der Umgebungsdruck p4 = p1. 41: Die Atmosphäre kühlt das Abgas isobar ab. Brennkammer

Turbosatz

sU

2

3

G

1

4

Bild 6.5: Schaltplan der einfachsten Gasturbine

Diese verlustfreien Zustandsänderungen sind in Bild 6.6 in einem h,s-Diagramm gezeichnet. Trotz strömungstechnischer Maßnahmen zur Kühlung der Turbinenschaufeln und Einsatz hochwarmfester Werkstoffe bis hin zu Einkristallen liegt die Grenze der oberen Prozesstemperatur T3 derzeit bei etwa 1250 °C. Da die Verbrennung mit hohem Luftüberschuss erfolgt, ist der Restsauerstoffgehalt des Rauchgases bei ca. 15 %. Für erste thermodynamische Analysen kann das Rauchgas deshalb näherungsweise als reine Luft angesehen werden. Gleichzeitig soll Luft als thermisch und kalorisch perfektes Gas mit h = h0 + cpT

Gl. 6.7

angesehen werden. Bei mehrstufigen Gasturbinen und Turboverdichtern sind kinetische und potentielle Energieanteile vernachlässigbar. Nur bei instationären Gasturbinen (FlugzeugGasturbinen) spielen die kinetischen Anteile eine große Rolle. 12: Isentrope Verdichtung mit Arbeitszufuhr w1,2 = h2 – h1 > 0

Gl. 6.8

124

6 Gasturbinen-Kraftwerke

23: Isobare Wärmezufuhr qzu = q2,3 = h3 – h2 = cp (T3 – T2) > 0

Gl. 6.9

34: Isentrope Entspannung mit Arbeitsabgabe w3,4 = h4 – h3 < 0

Gl. 6.10

41: Isobare Wärmeabfuhr qab = q4,1 = h1 – h4 = cp (T1 – T4) < 0

Gl. 6.11

Le x

Bild 6.6: Joule-Brayton-Gasturbinenprozess im T,s-Diagramm

Die spezifische Nutzarbeit wN ergibt sich aus der Summe der spezifischen Arbeiten: wN =  wi = w1,2 + w3,4 = h2 – h1 + h4 – h3 < 0 Der thermische Wirkungsgrad ist

pp

th = – wN/qzu = |wN|/q2,3

Gl. 6.12 Gl. 6.13

Umformungen, im Anhang A6.1 erläutert, zeigen, dass der thermische Wirkungsgrad unter o. g. Annahmen nur vom Druckverhältnis  = p2/p1 = p3/p4 und dem Isentropenexponenten abhängig ist:

sU

th = 1 –  (1- )/

Gl. 6.14

In Bild 6.11 ist der Verlauf von th über dem Druckverhältnis  für = 1,4 (Luft) und = 1,67 (Edelgase). Die Temperaturen T3, T1 sind bei diesem Idealprozess für den Wirkungsgrad ohne Bedeutung. Der Wirkungsgrad lässt sich nur durch ein höheres Druckverhältnis vergrößern. Allerdings führt eine höhere Temperatur T3 zu einer größeren spezifischen Nutzarbeit wN. Bei ausgeführten, verlustbehafteten Gasturbinen hat die obere Prozesstemperatur T3 jedoch Einfluss auf den Wirkungsgrad. In geschlossenen Gasturbinen, siehe Abschnitt 6.10, ist das Arbeitsgas frei wählbar. Edelgase mit höherem Isentropenexponenten von = 5/3 = 1,67 ergeben höhere Wirkungsgrade. Um für eine gewünschte Leistung die kompakteste Anlage zu bekommen, ist die maximale spezifische Nutzarbeit unter gegebenen technischen und thermodynamischen Daten zu ermitteln. Wie im Anhang A6.3 hergeleitet, ergibt sich diese maximale Arbeit für eine Prozessführung, bei der sich T2 = T4 ergibt. Neben dem einfachen Gasturbinenprozess sind mehrere thermodynamische Verbesserungen denkbar. Ziel ist die Steigerung des Wirkungsgrades und der spezifischen Nutzarbeit. Weitere Ziele von Modifikationen können verbesserte Eignung für Kombinationsprozesse mit Dampfprozessen oder für die Kraft-Wärmekopplung sein. Übergeordnet ist immer eine verbesserte Wirtschaftlichkeit der Anlage. Nicht die Anlage mit thermodynamisch bestem Wirkungsgrad

6.1 Thermodynamische Grundlagen

125

wird auf dem Markt erfolgreich sein, sondern diejenige, die unter gegebenen Einsatzbedingungen über der gesamten Betriebszeit am kostengünstigsten betreibbar ist.

6.1.3 Thermodynamische Varianten 6.1.3.1 Zwischenkühlung Der Verdichter benötigt eine relativ hohe spezifische Antriebsarbeit. Mit einer Kühlung des zu verdichtenden Gases sinkt die spezifische Enthalpiedifferenz für die Druckerhöhung, da die Isobaren mit abnehmender Enthalpie konvergieren.

pp

Le x

Bild 6.7 zeigt den Sachverhalt bei einer Zwischenkühlung. Gegenüber einer direkten Verdichtung ist die Summe der spezifischen Enthalpien bei einer Verdichtung mit Zwischenkühlung geringer, womit sich die spezifische technische Verdichtungsarbeit verringert, was bei gleicher Turbinenarbeit eine Erhöhung der spezifischen Nutzarbeit ergibt. Demgegenüber erhöhen sich die Wärmezufuhr und Wärmeabfuhr. Bei einer neu entwickelten 100 MW Gasturbine, die erstmalig 2006 betrieben wurde, kam die Zwischenkühlung wieder zum Einsatz [6.17, 6.21].

Bild 6.7: Zwischenkühlung während Verdichtung

sU

6.1.3.2 Zwischenerhitzung

Analog erhöht die Zwischenerhitzung, Bild 6.8, während der Turbinenentspannung die spezifische Turbinenarbeit. Bei unbeeinflusster Verdichterarbeit steigt die Nutzarbeit. Ebenso steigt die Abwärmetemperatur T4 (T4ZÜ), was für Kombinationsprozesse [6.3] und Kraft-Wärme-Kopplungen durchaus Vorteile ergeben kann. Bild 6.9 zeigt eine moderne ausgeführte Anlage, die speziell für Kombinationsanlagen mit nachgeschaltetem Dampfkraftwerksprozess ausgelegt ist [6.8]. Die neueste Alstom GT26B hat eine Zwischenerhitzung und ein Druckverhältnis von 32 bei einer Turbinenaustrittstemperatur von etwa 630 °C im Auslegungszustand. Bild 6.8: Zwischenerhitzung während der Entspannung

126

6 Gasturbinen-Kraftwerke

Bild 6.9: Schnitt durch Gasturbine Alstom GT 26 mit Zwischenerhitzung [6.8]

6.1.3.3 Luftvorwärmung

Gl. 6.15

sU

pp

th = 1 – (T1/T3)  ( -1)/

Le x

Bei mäßigen Druckverhältnissen und entsprechend hoher Turbineneintrittstemperatur kann T4 > T2 sein. Damit wird eine interne Wärmeverschiebung zur Vorwärmung der verdichteten Luft vor Eintritt in die Brennkammer sinnvoll. Das heiße Abgas erwärmt die verdichtete Luft mittels Wärmeübertrager (Luftvorwärmer Luvo), Bild 6.10. Die zu- und abzuführenden Wärmen verringern und der Wirkungsgrad erhöht sich. Der thermische Wirkungsgrad ist bei dieser Prozessführung neben dem Druckverhältnis auch vom Verhältnis der Temperaturen T1/T3 abhängig . Unter idealen Annahmen ergibt sich (siehe Anhang A6.2):

Bild 6.10: Darstellung der im Luvo übertragenen spezifischen Wärme

Bild 6.11 stellt die Verläufe der idealen Vergleichsprozesse mit und ohne Luvo gegenüber. Die Gradienten sind gegenläufig. Bei geringen Druckverhältnissen ist th mit Luvo deutlich über den Werten des einfachen Joule-Brayton-Prozesses. Ab einem gewissen Druckverhältnis, abhängig von den Temperaturverhältnissen, ist der einfache Prozess überlegen. Im Schnittpunkt ist T2 = T4. Bei höheren Druckverhältnissen ist T2 > T4, d. h., die Abgastemperatur ist geringer als die Temperatur der verdichteten Luft, würde das Abgas unsinnig aufgeheizt werden.

127

1

6.1 Thermodynamische Grundlagen

0.8

Biatomare Gase (Luft)

0.6

ohne Luvo

0.4

mit Luvo

0.2

Therm. Wirkungsgrad th

Edelgase

T3 = 1473 K Luft T3 = 973 K Luft

0

T1 = 293 K 0

5

10

15

20

25

30

35

Druckverhältnis p2/p1

Le x

Bild 6.11: Verläufe von th() für ideale Gasturbinenprozesse mit und ohne Luvo

Bei kleinen Gasturbinen wird die regenerative Luftvorwärmung teilweise noch angewandt, so bei der im Jahr 2004 angekündigten Mercury 50 mit 4,6 MW der Fa. Solar Turbines [6.18] oder bei Mikro-Gasturbinen [6.19], die ein geringes Druckverhältnis haben.

pp

In der Anfangszeit der Gasturbine, als nur geringe Druckverhältnisse und niedere Turbineneintrittstemperaturen bei schlechten Komponentenwirkungsgraden erzielbar waren, fanden alle diese Verbesserungen Anwendung. Beispiele sind BBC-Gasturbinen der ersten Generation, in Bild 6.12 die Anlage in Beznau/CH von 1948 [6.4].

sU

Bei der Anlage Beznau kühlt die angesaugte Luft im Zwischenkühler nach dem Niederdruckverdichter ab und strömt nach dem Hochdruckverdichter durch den Luvo, bevor sie in der Hochdruckbrennkammer erhitzt wird. Das Rauchgas entspannt in der Hochdruckturbine und wird in der Niederdruckbrennkammer zwischenerhitzt und in der Niederdruckturbine auf Umgebungsdruck entspannt, um abschließend einen Teil seiner Abwärme im Luvo auf die verdichtete Luft abzugeben. Als technisch aufwändigste Gasturbine gilt die „Zentrale St. Denis“ in Paris, 1946 von Escher Wyss/Zürich entwickelt und 1960 zu voller Leistung gebracht. Die geschlossene Anlage von 12 MW Nutzleistung hatte 3 Zwischenkühlungen, Vorkühler, Zwischenerhitzer und Luftvorwärmer sowie Aufladegebläse und Abgasturbine. Der höchste Druck war 56 bar, das Druckverhältnis 12 [6.4].

6 Gasturbinen-Kraftwerke

Le x

128

pp

Bild 6.12: Aufbau der Gasturbine Beznau, Jahr 1948 [6.4]

6.1.4 Realer Gasturbinen-Prozess

sU

Reale Prozesse sind verlustbehaftet.

• Anstatt isentroper ergeben sich polytrope Zustandsänderungen in Verdichter und Turbine. Die Qualität der Maschinen ist durch den isentropen Wirkungsgrad s beurteilbar (siehe Bild 4.39). Bei Turbinen ist s = h/hs < 1,

Gl. 6.16

bei Verdichtern gilt s = hs/h < 1.

Gl. 6.17

• Die Strömung durch Brennkammer und andere Strömungskanäle, wie Ansaugkanal, ist mit einem Druckabfall verbunden. • Die Abströmung geht mit einem Verlust der kinetischen Energie einher. • In der Brennkammer ergeben sich Wärmeverluste und eventuell unvollständige Verbrennung, was durch den Brennkammerwirkungsgrad berücksichtigt wird. • Verluste durch die Schaufelkühlung. Die Verluste führen zu geringerer Turbinenleistung PT und höherer Verdichterleistung PV. Dadurch ergibt sich eine deutlich reduzierte Nutzleistung PN = PT – PV und ein verminderter thermischer Wirkungsgrad. Der reale Prozessverlauf mit kinetischen Energieanteilen ist in Bild 6.13 im h,s-Diagramm qualitativ skizziert, wobei die Verluste zur Veranschaulichung übertrieben sind.

6.2 Aufbau moderner stationärer Gasturbinen

h

e

Enthalpie

i

d c 2

3

p3

p5 = p0 = p atm 5

p2 h

4

p0 = patm

0

129

g

b

p1 < patm

1 a

f

Verlustanteile: a: Strömungsverluste Einlauf: Entropieerhöhung, Druckabfall b: Kinetische Energie ½ c12 c: Polytrope Verdichtung d: Druckabfall in Brennkammer e: Polytrope Entspannung f: Verzögerung Turbinenaustritt ½ c42 g: Verluste durch Kamin, Schalldämmer h: ½ c22 i: ½ c32

s

Le x

Entropie

Bild 6.13: Reale Zustandsänderungen in Gasturbinen

6.1.5 Umwelteinflüsse

sU

pp

Die Ansaugbedingungen, d. h. Atmosphärenzustand, haben auf die Leistung und den Wirkungsgrad der Gasturbine großen Einfluss. Je niedriger die Verdichter-Eintrittstemperatur T1, desto höher der Massenstrom und damit die Leistung, da die Luftdichte mit geringer Temperatur ansteigt. Die Gasturbinendaten sind vom Hersteller für bestimmte Umgebungszustände gegeben, z. B. für 15 °C und 1,033 bar (Normzustand). Bei der Inbetriebnahme und Abnahme der Gasturbine wird dieser Umgebungszustand nicht vorliegen, weshalb auf den Normzustand umgerechnet werden muss. In der DIN 4341 sind die Zusammenhänge dargestellt [6.11].

6.2 Aufbau moderner stationärer Gasturbinen Gasturbinen werden bevorzugt • zur Abdeckung von Spitzenlast und • in Kombinationskraftwerken eingesetzt. In Ölförderländern, wo viel Gas entsteht, laufen Gasturbinen auch in Grundlast. Bei Einsatz als Spitzenlastkraftwerk mit kurzen Laufzeiten von wenigen Stunden pro Tag wird der Preis der erzeugten elektrischen Energie von den Investitionskosten bestimmt. Deshalb setzen sich einfache Anlagen durch, die auf dem einfachsten Prozess beruhen und i.A. auf maximale spezifische Nutzarbeit ausgelegt sind, bei denen T4  T2 ist. Bei Druckverhältnissen über 10 und einer Turbineneintrittstemperatur im Bereich 1000 bis 1200 °C ergeben sich Turbinenaustrittstemperaturen über 500 °C. Diese Temperaturen sind für den Betrieb von nachgeschalteten Dampfkraftwerken gut geeignet (Kombinationskraftwerke). Tabelle 6.1 listet Datenbereiche aktueller Gasturbinen auf. Zunehmend werden auch Mikro-Gasturbinen mit Leistungen unter 100 kW gebaut.

130

6 Gasturbinen-Kraftwerke

Tabelle 6.1: Anhaltswerte thermodynamischer und technischer Daten aktueller stationärer Gasturbinen Elektrische Leistung

1 MW < Pel < 340 MW [6.22] Mikro-Gasturbinen: Pel < 100 kW

Brennstoffe

Erdgas, Öl

Arbeitsfluid

Luft/Rauchgas

Turbineneintrittszustand

1000 °C < T3 < 1250 °C (1380 °C); 10 bar < p3 < 32 bar (42 bar); Werte in Klammern: Jet-Gasturbine 450 °C < T4 < 630 °C p4 = patm

Zwischenerhitzung

Bei einer großen Gasturbine angewandt [6.8]

Zwischenkühlung

Teilweise bei Jet-Gasturbinen angewandt [6.17]

Luftvorwärmung

Bei kleinen Gasturbinen noch angewandt [6.18]

Brennkammer

Silo- oder Ring-Brennkammer

Turbine

Mehrstufige axiale Turbine in einem Gehäuse, Drehzahl: 50 Hz (Europa) bzw. 60 Hz (USA), (einstufig bei kleinen Gasturbinen)

Verdichter

Mehrstufiger axialer Turboverdichter, (einstufig bei kleinen Gasturbinen)

Getriebe

Bei Gasturbinen kleiner und mittlerer Leistung

Generator

Synchrongenerator

Wärmesenke

Atmosphäre

Rauchgasreinigung

Keine; brennkammerinterne Schadstoffminimierung

pp

Abhitzekessel für nachgeschalteten Dampfprozess (Kap. 7), zur Fernwärme- und Prozessdampferzeugung oder zur Leistungserhöhung (STIGProzess, Abschnitt 7.5)

sU

Optionale Ausstattung

Le x

Turbinenaustrittszustand

Bild 6.14: Halbschnitt durch eine große stationäre Gasturbine [6.5]

Bild 6.14 zeigt eine große stationäre Gasturbine mit zwei Silobrennkammern [6.5]. Verdichter, Turbine und Generator sind auf einer Welle. Der Generator ist am kalten Ende, d. h. am Verdichtereinlauf, angebracht. Durch Umpolung dient er gleichzeitig als Anfahrmotor. Luftansaugkanal und Abgasschornstein sind unvollständig gezeigt.

6.4 Turbine in der Gasturbinenanlage

131

Bei Gasturbinen kleiner und mittlerer Leistung sind noch Untersetzungsgetriebe üblich, so dass die Turbogruppe mit höherer Drehzahl als der Generator ausgelegt werden kann. Durch Austausch des Getriebes kann die gleiche Gasturbine sowohl für den 50 als auch 60 Hz Markt genutzt werden.

6.3 Verdichter

sU

pp

Le x

Zur Druckerhöhung des großen Luftvolumenstroms hat sich der Turboverdichter bewährt (siehe Bild 6.14). Axiale Hochleistungsverdichter erzielen ein Druckverhältnis bis zu 1,3 pro Stufe bei der Netzfrequenz 3000 U/min. Für einen hohen Maschinenwirkungsgrad, der den Gesamtwirkungsgrad und die Nutzleistung stark beeinflusst, ist eine sorgfältige Stufenauslegung [6.6] nötig, z. B. mit dreidimensionalen Rechenprogrammen. Isentrope Wirkungsgrade bis 90 % werden erreicht.  in Bild 6.15 zeigt die LiDas qualitative Kennfeld eines Axialverdichters im π , V-Diagramm nien konstanter Drehzahl. Mit abnehmendem Volumenstrom V bei konstanter Drehzahl n steigt der Verdichterenddruck bis zur Pumpgrenze steil an. Bei Überschreiten der Pumpgrenze gibt es Strömungsabriss in den Stufen, der Druck kann nicht gehalten werden und es kommt zu zyklischen Rückströmungen, bei der die Maschine Schaden erleidet.

Bild 6.15: Qualitatives Kennfeld eines Axialverdichters

In Bild 6.15 ist zusätzlich die Kennlinie der Turbine gezeichnet. Beim Anfahrvorgang im Bereich geringer Drehzahlen kann die Turbinenkennlinie die Pumpgrenze übersteigen. Deshalb sind beim Anfahren der Gasturbine Maßnahmen gegen dieses gefährliche instationäre „Pumpen“ zu treffen. Einfachst geschieht dies durch Abblasen in den entsprechenden Verdichterstufen, was den Betriebspunkt zu höherem Volumenstrom verschiebt. Gelegentlich wird bei kleineren Verdichtern durch Einspritzen von kaltem vollentsalztem Wasser der Wirkungsgrad und die Leistung erhöht. Das Wasser verdampft und führt dadurch zu einer internen Zwischenkühlung.

6.4 Turbine in der Gasturbinenanlage Das Druck- und Volumenverhältnis ist bei Gasturbinen deutlich geringer als bei Dampfturbinen, so dass eine eingehäusige Turbine mit wenigen Stufen genügt. Turbinenstufen haben bei guter Auslegung einen hohen isentropen Wirkungsgrad von 90 % oder mehr. Das StufenDruckverhältnis ist etwa 2.

132

6 Gasturbinen-Kraftwerke

Der thermische Wirkungsgrad realer Prozesse und die spezifische Nutzarbeit steigen mit zunehmender Turbineneintrittstemperatur T3 an (TIT: Turbine Inlet Temperature). Es ist deshalb Ziel, hochwarmfeste Werkstoffe und effiziente Kühlungsmechanismen für die Schaufeln der ersten Turbinenstufen zu entwickeln. Keramische Schaufeln, die höchste Temperaturen weit über 1000 °C bei nahezu konstanter Festigkeit aushalten, konnten erst in kleinen FahrzeugGasturbinen erfolgreich eingesetzt werden. Bei stationären Gasturbinen sind metallische Werkstoffe Stand der Technik. Die Anforderungen an die hochwarmfesten Stähle sind bei den hohen Temperaturen und Spannungen, thermischen und mechanischen Wechselbeanspruchungen und eventuell vorhandenen Schadstoffen im Rauchgas extrem hoch.

sU

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Zunehmend werden Schaufeln mit gerichtet erstarrter Kristallstruktur (Fadenkristalle in Hauptbelastungsrichtung) und Einkristalle für die erste Schaufelreihe eingesetzt. Um Verzunderung, Korrosion und Wärmestrahlungsbelastung zu vermindern, werden die Oberflächen der Schaufeln, Gehäuse und Welle im Bereich hoher Temperaturen von einigen Herstellern beschichtet.

Bild 6.16: Kühlungsarten von GasturbinenSchaufeln a) Konvektion b) Film c) Effusion

Bei der hohen Turbineneintrittstemperatur müssen die Schaufeln der ersten Turbinenstufen und deren Befestigung durch Luft aus dem Verdichter, die an der Brennkammer vorbeigeleitet wird, gekühlt werden. Angewandt werden konvektive und Filmkühlung. Die Effusionskühlung ist in Entwicklung. Bild 6.16 zeigt die Kühlungsarten im Schaufelschnitt. Die Kernströmung im Schaufelkanal verbleibt bei der hohen Temperatur, während die Grenzschicht um die Schaufeloberfläche kälter ist. Erst stromab ergibt sich eine Vermischung der Temperaturen. Je nach Turbineneintrittstemperatur und Turbinenauslegung sind Kühlluftströme von bis zu 20 %

6.5 Brennkammer

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des gesamten Massenstromes nötig. Bestreben ist es, den Kühlluftstrom gering zu halten, da sich sonst der Wirkungsgrad wieder reduziert. Die Kombination mit einer nachgeschalteten Dampfturbine zur Nutzung der GasturbinenAbgase, bietet die Möglichkeit der Schaufelkühlung mittels Dampf (siehe Abschnitt 7.8).

6.5 Brennkammer Die Anforderungen an die Brennkammer sind: • Stabile, vollständige Verbrennung • Schadstoffarme Verbrennung • Zeitlich und räumlich gleichmäßige Temperatur am Austrittsquerschnitt (Turbineneintritt).

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6.5.1 Silobrennkammer

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1: Brenner 2: Brennstoffdüse 3: Drallgitter 4: Brennkammer-Wandsegmente

Bild 6.17: Schnitt durch eine Silobrennkammer [6.16]

Silobrennkammer, Bilder 6.14 und 6.17, dominierte bei den stationären Gasturbinen in der Vergangenheit. Die verdichtete Luft strömt im Ringraum des Silos um die Verbrennungszone zu den einzelnen Brennern. Damit verbleibt die unter Druck stehende Wandung der großvolumigen Brennkammer auf niederer Temperatur. Ein Teilstrom der Luft tritt durch die Sekundärluftbohrungen durch die innere Wandung der Flammzone und vermischt sich mit dem Rauchgas, um es auf die der Turbinenbeschaufelung erträgliche Temperatur zu kühlen. Damit lässt sich gleichzeitig die Verbrennungsluft für eine stabile Flamme dosieren. Flüssiger Brennstoff wird in den Brennern zerstäubt. Gasförmiger Brennstoff, meist direkt aus Gaspipelines, ist auf das vorhandene Druckniveau zu drosseln.

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6 Gasturbinen-Kraftwerke

6.5.2 Ringbrennkammer Brennkammern der neuen Gasturbinengenerationen weisen oft ringförmige Brennkammern auf, die denen von Flugzeugtriebwerken ähneln. Bild 6.18 ist ein Schnitt durch eine neue Gasturbine mit Ringbrennkammer [6.8]. Viele kleine Brenner sind ringförmig um die Welle vor der Turbine angeordnet. Der Sekundärluftstrom wird um diese Brenner geleitet und vor der Turbine zugemischt. Auf kurzen Distanzen müssen Brennstoff-Vormischung, vollständige Verbrennung und Vermischung stattfinden.

6.5.3 Schadstoffminimierung Neueste Gasturbinen mit Ringbrennkammer Mannloch EV-Brenner Brennraumbereich 1 Brennraumbereich 2 Innenliner Außenliner Brennstoff-Verteiler Brennstoff-Lanze Verdichter-Gehäuse Brennkammer-Turbinen-Gehäuse

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1: 2: 3: 4: 5: 6: 7: 8: 9: 10:

Bild 6.18: Gasturbine mit Ringbrennkammer [6.8]

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Wegen den hohen Volumenströmen in den Gasturbinen würde eine Rauchgasreinigung teuer zu stehen kommen. Deshalb sind die gesetzlich vorgeschriebenen Grenzwerte der emittierten Schadstoffe durch verbrennungstechnische Maßnahmen am Ort der Entstehung einzuhalten. Da wegen des hohen Luftüberschusses überstöchiometrisch verbrannt wird, kann von einer vollständigen Verbrennung ausgegangen werden: • Die Rußbildung ist selbst bei Ölverbrennung minimal, bei Erdgasfeuerung nicht existent. • Kohlenmonoxid CO und unverbrannte Kohlenwasserstoffe werden praktisch nicht emittiert. • Die Schwefeloxidemission hängt vom eingesetzten Brennstoff ab. Schwefelfreies Erdgas, der bevorzugte Brennstoff, hat keine SOx-Emission. • Wegen der vollständigen Verbrennung ist jedoch mit Stickoxidbildung zu rechnen. NOx ist der einzige Schadstoff bei Gasturbinen, der zu begrenzen ist. NOx entsteht aus dem Luftstickstoff an Stellen hoher Temperatur bei genügend langer Reaktionszeit. Temperatur und Verweilzeit in heißen Zonen sind zu verringern. Die Flammkühlung durch Wasser- bzw. Dampfzugabe zum Brennstoff hat sich bewährt (nasse Entstickung). Bild 6.19 demonstriert die Effizienz dieser Maßnahme. Bei einem Mischungsverhältnis Brennstoff/Wasserdampf von 1:1 tritt bei dem untersuchten Brenner eine NOxReduktion von 80 % ein. Der notwendige Einsatz von teuerem vollentsalztem Wasser, um Verzunderung und Korrosion der Turbinenbeschaufelung zu vermeiden, führt bei dieser Methode zu höheren Betriebskosten.

6.5 Brennkammer

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Neuere Brenner nutzen eine intensive Vormischung von überstöchiometrischer Luftmenge und Brennstoff, um bei der Verbrennung lokale Übertemperaturen durch Brennstoff-Konzentrationsunterschiede zu vermeiden (trockene Entstickung). Hierbei wird auf eine gleichförmige Strömungsführung Wert gelegt, um z. B. Rückströmgebiete zu vermeiden, wo sich eine lange Verweilzeit der Luft ergeben könnte. Ebenso haben unterschiedliche, sukzessiv angeordnete Verbrennungszonen, wie fett-mager Zonen, gute Ergebnisse erbracht.

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Bild 6.19: NOx-Minderung durch Zugabe von Wasser und Wasserdampf

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In Bild 6.20 ist beispielhaft der EV-Brenner von Alstom, vormalig ABB [6.9], gezeigt, der ohne Wasserdampf besonders niedere NOx-Werte emittiert (EV: Environmental; trockene Entstickung). Der gasförmige Brennstoff wird durch feine Bohrungen um die trichterförmige tangential eingeblasene Sekundär- und Verbrennungsluft eingebracht und vermischt sich gleichförmig. Alternativ ist auch flüssiger Brennstoff in diesem Hybridbrenner nutzbar. Der Luftdrall hindert die Flamme daran, in die Wirbelschicht einzudringen. Die Verbrennung findet hinter dem Wirbelabriss etwa am Trichterausgang statt. Durch die gute Vormischung können sich keine lokalen Temperaturspitzen, die viel NOx bilden würden, ergeben.

Bild 6.20: EV-Brenner von Alstom [6.9]

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6 Gasturbinen-Kraftwerke

6.6 Sonstige Komponenten Die eingesetzten Generatoren entsprechen denen, die im Kapitel 4 kurz erläutert sind. Abhitzekessel zur Wärmenutzung des heißen Abgases (Kraft-Wärmekopplung, Kombinationskraftwerke) sind in Kapitel 7 und 10 beschrieben. Die für die Anwohner wichtigen Schalldämmer und sonstigen Einrichtungen werden hier nicht behandelt; siehe z. B. [6.2].

6.7 Jet-Gasturbinen, Aeroderivate Bei Gasturbinen für Flugzeugantriebe dient die Turbine ausschließlich zum Antrieb des Verdichters. Deshalb endet die Entspannung am Turbinenaustritt bei einem höheren Druck. In der Schubdüse entspannt und beschleunigt das Abgas auf Atmosphärendruck. Die mit hoher Geschwindigkeit austretenden Gase erzeugen den Schub S:  (c 4 − c0 ) S=m

Gl. 6.18

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mit c0 der Fluggeschwindigkeit und c4 der Abströmgeschwindigkeit.

Bild 6.21: Kompakte aeroderivate Gasturbine (Jet Gasturbine): LM6000 PD Sprint (TM), hergestellt durch General Electric Co. USA [6.15]

Einige Flugzeug-Gasturbinen werden in großen Stückzahlen gebaut. Es bietet sich an, diese zu stationären Gasturbinen umzubauen. Hierzu ist ein Generator anzukuppeln, Schalldämmer vorzusehen und die Turbine um eine oder mehrere Niederdruckstufen zu ergänzen, um die Entspannung auf Atmosphärendruck bei hohem Wirkungsgrad zu erzielen. Diese zusätzlichen Turbinenstufen können auf der vorhandenen, verlängerten Welle montiert werden oder als Zweiwellenanlagen separat mit dem Generator verbunden sein. Flugzeug-Gasturbinen haben meist mehrere Wellen, z. B. eine Welle, mit der die Niederdruckstufen von Verdichter und Turbine verbunden sind und eine zweite, mit der die Hochdruckteile laufen. Dadurch lässt sich die Auslegung optimieren, so dass sich mit relativ wenigen Verdichterstufen hohe Druckverhältnisse erzielen lassen.

6.8 Mikro-Gasturbinen

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Derartige aus Flugzeug-Gasturbinen abgeleitete Anlagen werden als aeroderivate Gasturbine oder als Jet-Gasturbinen bezeichnet. Sie werden kompakt als Containeranlagen angeboten. Die Firma General Electric hat im Jahr 2006 ihre erste LMS100 Jet-Gasturbine mit VerdichterZwischenkühlung in Betrieb genommen. Sie erreicht nach Firmenangabe bei einem Druckverhältnis von 42 und einer Turbineneintrittstemperatur von 1380 °C eine Leistung von 100 MW bei einem thermischen Wirkungsgrad von über 46 %. In der SPRINT-Version (Spray Intercooled), d. h. mit Dampfinjektion in den Kompressor zur Zwischenkühlung wird sogar eine Leistung von 110 MW bei einem Wirkungsgrad von bis zu 50 % erzielt [6.17, 6.21]. Das in Bild 6.21 gezeigte Beispiel ist eine Version aus der erfolgreichsten Jet-Gasturbinenreihe LM6000 von General Electric mit etwa 50 MW elektrischer Leistung [6.15].

6.8 Mikro-Gasturbinen

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Unter dieser Bezeichnung versteht man kleine Gasturbinen bis zu etwa 100 kW elektrischer Leistung. Sie dienen zur gebäudeintegrierten Versorgung mit elektrischer und thermischer Energie. Als Vorteile gegenüber kleinen Kolbenmotoren gelten höhere Verfügbarkeit und Zuverlässigkeit, geringerer Platzbedarf und schnelle Regelbarkeit. Ob der geringere thermi