2023-06-252023-06-25https://tore.tuhh.de/handle/11420/15920Aufgrund des höheren spezifischen Energiebedarfs der CO2-Abtrennung sind die CO2-Vermeidungskosten in GuD-Kraftwerken im Allgemeinen höher als in kohlebefeuerten Anlagen. Für den Betreiber eines GuD-Kraftwerks ist es daher von Interesse, abzuwägen, ob Maßnahmen, welche die CO2-Emissionen einer bestimmten Anlage reduzieren, kostengünstiger sind, als der finanzielle Aufwand erhöhter CO2-Emissionen, der in Form von CO2-Steuern oder CO2-Emissionszertifikaten anfällt. Obwohl der energetische und finanzielle Aufwand, die CO2-Emissionen in GuD-Kraftwerken zu reduzieren, im Allgemeinen höher ist als in kohlebefeuerten Anlagen, führen sowohl die geringen Stromerzeugungskosten solcher Anlagen, die Verfügbarkeit des Brennstoffs als auch mögliche zukünftige Gesetzesbestimmungen, die beim Bau solcher Anlagen eingehalten werden müssen (z. B. CO2 Capture-Ready Zertifizierung), dazu, dass die Identifizierung von Möglichkeiten zur CO2-Emissionsreduktion für GuD-Kraftwerke von besonderem Interesse für die Betreiber ist. Für die Realisierung einer CO2-Abtrennung in GuD-Kraftwerken bieten sich die Post-Combustion CO2-Abtrennung oder die Oxyfuel-Verbrennung des Brennstoffes in einer Atmosphäre aus Sauerstoff und rezirkuliertem Abgas an. Das Ziel des Verbundprojektes ist es, diese beiden Prozesse unter Berücksichtigung aller relevanten Randbedingungen zu optimieren und anschließend einen Vergleich dieser Prozesse anhand technischer und wirtschaftlicher Gesichtspunkte durchzuführen. Die veränderten Bedingungen für die Verbrennung, welche z. B. durch eine Abgasrezirkulation hervorgerufen werden, werden sowohl experimentell an einem Versuchsstand des Verbundpartners LSM als auch analytisch durch Modellierungen untersucht. Resultierende Erkenntnisse können für die Modellbildung des Gesamtprozesses am IET berücksichtigt werden, sodass eine detaillierte Gesamtprozessanalyse vorgenommen werden kann, in welcher sämtliche Komponenten der Prozesse mithilfe numerischer Modelle in entsprechenden Simulationstools unter realitätsnahen Randbedingungen abgebildet sind. Ergänzt werden die Prozesssimulationen durch Wirtschaftlichkeitsanalysen, um neben den technischen auch die wirtschaftlichen Aspekte dieser Prozesse zu untersuchen. Es sollen dabei lediglich solche Prozesse untersucht werden, die kurz- bis mittelfristig Aussichten auf eine Realisierung im kommerziellen Maßstab haben.Because of higher specific energy demand for CO2 separation, the CO2 avoidance costs of Natural Gas Combined Cycle power plants generally exceed those of coal-fired stations. For the operator of a NGCC plant it is therefore vital to determine whether measures that reduce the CO2 emissions in a specific plant are more cost effective than the expenditures from increased CO2 emissions, in the form of either CO2 taxes or CO2 emission certificates. Though in NGCC power plants the energy and financial penalties are in general higher than in coal-fired stations, the lower electricity generation costs of such plant, the fuel availability and possible future legal requirements, to which power stations must comply (e.g., CO2 Capture-Ready Certification), mean that for the operator the identification of the potential for CO2 emission reduction can be of particular interest. To separate the CO2 in NGCC power stations either Post-Combustion CO2 separation or Oxyfuel combustion of the fuel in an atmosphere of oxygen and recirculated flue gas may be used. Aim of the joint research project is first to optimise both these processes under consideration of all relevant operating conditions and then to compare them from the technical and economic viewpoints. The altered combustion conditions that result from, for instance, flue gas recirculation will be investigated both experimentally in a test rig of the project partner LSM and analytically through modelling. The results will be input in a model of the overall plant process at IET, to enable detailed analysis of the overall process. Various components of the processes will be modelled numerically with appropriate simulation tools, using realistic operating and boundary conditions. These modelling studies will be supplemented by cost analyses, aimed at determining besides the technical also the economic potential of these processes. Only such processes are to be studied, that look promising in the near and mid-term future for implementation at commercial scale.