Diskussion:Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk

GuD-Inhalte

Ich bin mir nicht sicher, ob der aufgelöste Bandwurmsatz jetzt noch ganz stimmig ist. Inhaltlich ist anzumerken, das der Artikel GuD-Kraftwerk noch nicht angelegt ist. Daher ist hier darüber noch zu viel Inhalt zu finden. Allerdings bin ich nicht firm genug, die Inhalte in GuD zu überführen. --1-1111 10:06, 3. Sep 2004 (CEST)

Funktionsschema

Das Funktionsschema hat einen kleinen Fehler, und zwar wird das kalte Wasser aus dem Kondensator nicht in den heißen Teil des Abgases eingeleitet. Es wird eher so gehandhabt, dass das kalte Wasser weiter rechts im kälteren Teil eingeleitet wird und der heiße Wasserdampf dann Wärme vom heißen Abgas aufnehmen kann, so können höhere Temperaturen erzielt werden. Gruße Arnecl

Es handelt sich nur um ein grobes Funktionsschema. Der detaillierte Aufbau des Abhitzekessels entspricht den Anordnung eines Wasserrohrkessels, der mit Economizer, Verdampferteil und Überhitzer ausgerüstet ist. --Rasi57 17:53, 5. Jul. 2007 (CEST)

Die Anmerkung stimmt natürlich. Ich habe trotzdem diese Darstellungsform aus folgenden Gründen gewählt:

• das Bild soll die wichtigsten Prozessschritte übersichtlich und möglichst für Laien verständlich wiedergeben
• ich wollte bewusst auf korrekte Details zugunsten einer besseren Verständlichkeit verzichten
• das Bild sollte klar gegliedert sein, ohne sich kreuzende Leitungen

Benutzer:Peter Lehmacher, 20. August 2007

Bezeichnung herstellerabhängig

Die Bezeichnungen Kombikraftwerke und GuD-Kraftwerke sind herstellerabhängig. Der gleiche Kraftwerkstyp heisst bei ALSTOM (früher ABB, BBC) Kombikraftwerk und bei Siemens GUD-Kraftwerk. Siemens hat den Namen GUD (mit grossem U) kreiert und schützen lassen. Der Name GuD-Kraftwerk hat sich nur in Deutschland durchgesetzt, international spricht man von einem Combined Cycle Power Plant (CCPP), was eher dem deutschen Kombikraftwerk entspricht. Was in dem Artikel als Kombikraftwerk bezeichnet wird, wird normalerweise als konventionelles Kraftwerk mit Vorschaltgasturbine bezeichnet.

Ich halte die Bezeichnung GuD für besser aus dem einfachen Grund, weil sofort klar ist, was gemeint ist. "Kombi" sind viele Kraftwerke, z.B. auch die Kombination von Wärme und Kraft, deshalb ist dieses Wort nicht so gut. Allerdings habe ich von dem aktuellen Sprachgebrauch im Kraftwerksgeschäft keine Ahnung. Milzbrand

Ich arbeite bei einem Hersteller - historisch gesehen bei dreien. Weder bei BBC noch bei ABB noch bei ALSTOM habe ich je GuD-Kraftwerk gehört, das hiess und heisst nur Kombikraftwerk (oder in English oder Französisch combined cycle power plant oder centrale à cycle combiné) --Irmgard 23:36, 31. Dez 2005 (CET)

hallo Irmgard, ich benutze den Begriff Kombi-Kraftwerk auch synonym für ein GuD-Kraftwerk, ist da schon ein REDIREKT, würde ich empfehlen. Kraftwärmekopplung wird ist mM nach ein eigenständiger Begriff und wird nicht mit Kombi- verwendet. Danke für dein Interesse --VK PS: Kombikraftwerk wird ja schon weitergleitet.

Wir sollten nicht einen geschützen Markennamen als Artikelnamen verwenden, wenn auch ein freier Gattungsbegriff etabliert ist, sonst unterstützen wir nur das Begriffsmonopol der Siemens AG. GuD-Kraftwerk sollte also ein Redirect zu Kombikraftwerk sein, nicht umgekehrt. --Tetris L 10:18, 4. Apr. 2008 (CEST)

Wärmeübertragungsdiagramm und T-S-Diagramm

Wärmeübertragungsdiagramme

Vereinfachte Darstellung eines idealisierten einstufigen GuD-Prozesses im T-S-Diagramm

Hier noch Erklärungen mit 2 Bildern zur eventuellen Einarbeitung in den Artikel. Wäre das hilfreich?

Beim Dampfkraftprozess treten bei der Wärmeübertragung im Kessel vom Rauchgas (Brennraumtemperaturen z. B. 1700 °C) auf den Dampf (maximale Dampftemperatur meist unterhalb 600 °C) große Exergieverluste auf. Der GuD-Prozess nutzt dieses Temperaturgefälle für den Gasturbinenprozess. Der Vorteil der hohen Temperatur der Wärmezufuhr in der Brennkammer der Gasturbine von 6g nach 1g (ca 1200 °C) ist gepaart mit der geringen Temperatur der Wärmeabfuhr im Kondensator des Dampfkreislaufes von 2d nach 3d. Auch bei der prozessinternen Wärmeübertragung der Abwärme Qint des Gasturbinenkreislaufes in den Dampfkreislauf treten wegen der konstanten Verdampfungstemperatur (rechte Seite im T-S-Diagramm) Exergieverluste auf. Bei einer zweistufigen Anlage sind sie geringer (s. Wärmeübertragungsdiagramm). Die Abwärme aus dem Gesamtprozess ist neben der Kondensationsenthalpie des Dampfes die Rauchgasenthalpie im Punkt 4g.

Viola sonans 12:38, 1. Sep 2006 (CEST)

Zur exergetisch optimalen Nutzung der Gasturbinenabwärme muss versucht werden, die Wärmeübertragung von dem Abgas auf den Dampf schrittweise mit möglichst geringer Temperaturdifferenz anzustreben. Es sollte ein Blockschaltbild des ein- und zweistufigen Prozesses beigefügt werden. Ich weiß nämlich auch nicht, wie zweistufige Prozesse ausgeführt werden sollen. Es gibt ja verschiedenen Möglichkeiten; zwei Verdampferpfade mit jeweils eigener Speisewasserpumpe oder eine Zwischenüberhitzung bei mittlerer Temperatur (zwischen Überhitzungstemperatur und Verdampfungstemperatur). --Rasi57 20:45, 1. Sep 2006 (CEST)

hallo Rasi, ich hatte das Schaltbild einer zweiststufigen Anlage bereits in den Artikel selbst eingefügt. Ich fühle mich aber etwas unsicher, wenn ich überlege, wie weit ich mit Erklärungen und auch Bildern ins Detail gehen soll, damit das Ganze für möglichst viele Interessenten einerseits verständlich ist, andererseits übersichtlich bleibt. Ich habe hier zu wenig Erfahrung, deshalb habe ich zunächst einmal auf dieser Seite weitergemacht. Deine Meinung ist mir also wichtig. Zu weiteren Änderungen oder Ergänzungen komme ich allerdings voraussichtlich erst nächste Woche. Gruß,Viola sonans 03:06, 2. Sep 2006 (CEST)

Weblinks

Habe den Kommentar "unabhängige Informationsseite" ersetzt, da www.energie-"fakten".de eine sehr einseitig pro-Atom, anti-regenerative-energie Propagandaseite ist. Regenerative Energien werden hier nicht "faktisch" dargestellt, sondern grundsätzlich schlechtgeredet. So wird in einem PDF der verlinkten Seite doch tatsächlich behauptet Kraft-Wärme-Kopplung führe zu schlechteren Wirkungsgraden in der Stromausbeute. Dass die KWK sich bei zentralen Großkraftwerken wegen der weiten Wege zum Endverbraucher nicht lohnt wird hier dezent verschwiegen. Ein weiteres Beispiel: Es wird an anderer Stelle auf der Seite behauptet, der Hochtemperaturreaktor Hamm-Uentrop wäre aus politischen Gründen abgeschaltet worden. Verschwiegen wird, dass es gravierende, technische Probleme mit enormem Gefahrenpotential für die Bevölkerung gab. Die Liste der Beispiele ließe sich endlos weiterführen--134.130.58.166 19:11, 17. Jan. 2007 (CET)

So wie du es formuliert hast, bezieht man Deinen Kommentar auf den verlinkten Artikel. Dieser ist aber physikalisch vollkommen korrekt. Von daher solltest Du den Kommentar vielleicht etwas umformulieren. --Sanya 15:19, 9. Feb. 2007 (CET)

Bei der Wärme müssen wir GuD + Wärmepumpe gegen BHKW vergleichen. Der Vorsprung an Wirkungsgrad im GuD ist da aber so groß, daß es auch ohne Abwärmenutzung über eine mit Strom betriebene Wärmepumpe beim Verbraucher mehr Wärme zustande bringt als ein BHKW mit Abwärmenutzung plus Wärmepumpe. --Pege.founder 09:42, 9. Mär. 2008 (CET)

Es wird hier übersehen, dass der Brennstoff Erdgas gegenüber Stein- und Braunkohle als sehr edel angesehen werden muss und Erdgas entsprechend teuer ist. Auch bei Wirkungsgradvergleichen von 60 % (GuD) zu 40 % (Kohle) sind die spezifischen Brennstoffkosten beim GuD wesentlich höher. Daher wird das GuD in der Regel nur als Spitzenlastkraftwerk betrieben. Das BHKW dagegen wird zumindest dann betrieben, wenn Wärmebedarf besteht, so dass das BHKW wesentlich höher ausgelastet ist. Daher macht der oben dargestellte Vergleich nicht viel Sinn. --Rasi57 14:54, 9. Mär. 2008 (CET)

Alle Brennstoffe für ein BHKW können auch im GuD mit dem selben hohen Wirkugnsgrad wie bei Erdgas verstromt werden. Also bleibt die Vermutung, ein GuD mit Wärmepumpe verbraucht für die gleiche Wärmeleistung weniger Brennstoff als ein BHKW mit Wärmepumpe. --Pege.founder 19:45, 12. Mär. 2008 (CET)

Gud und Wasserstoff

Also irgendwann haben wir soviel Photovoltaik, daß es im Sommer einen Energieüberschuß gibt. Doch wie speichert man diesen Überschuß für den Winter? Einer der Möglichkeiten wäre Elektrolyse und Wasserstoff.

In Großtechnik wäre ja so ein flüssiger Wasserstofftank mit 1 Million Kubikmeter denkbar.

Doch nachdem es offensichtlich in der Brennstoffzellentechnik nicht so funzt wie man das gerne hätte, wäre es intressant, wie weit man mit Wasserstoff im GuD kommt

1.) Welche Modifikationen wären nötig um statt Methan Wasserstoff verarbeiten zu können 2.) Ist mit Wasserstoff ein höherer Wirkungsgrad zu erwarten?

Mit bestmöglicher Tehnik in Elektrolyse und bei der Verflüssigung würde man wohl so 50 kWh pro kg brauchen und dann, falls mit Wasserstoff ein GuD 60% bringt 20 kWh wieder raus holen. --Pege.founder 12:49, 24. Okt. 2007 (CEST)

Die 40% (50 kWh rein 20 kWh raus, bezogen sich auf Lagerung mit flüssigen Wasserstoff. Ausgehöte Salzstöcke wären aber eine intressante Lagermöglichkeit für gasförmigen Wasserstoff. Wenn es gelänge 85% bei der Elektrolyse zu erreichen und einen Teil der Energie zum komprimieren zurück gewinnt, sollten 50% möglich sein. --Pege.founder 20:27, 21. Sep. 2008 (CEST)

Wirkungsgrad mit anderen Brennstoffen

Im Artikel wird auch Heizöl erwähnt, der Wirkungsgrad wird aber nur mit Gas erwähnt. Es wäre intressant, wie der Wirkugnsgrad mit anderen Brennstoffen ist. Hintergrund dafür, eine Methode jeden Verbrauch von Brennstoffen auf theoretische kWh Strom zurück zu führen, wenn man diesen Brennstoff im bestmöglichen Kraftwerk verwertet hätte. Ich denke etwa so: Wenn ein GuD mit Heizöl 55% schafft, dann wäre eine Ölheizuung mit 2000 Liter Heizöl und 500 kWh Strom pro Jahr mit 11500 kWh Stom zu bewerten. Aktueller Stromverbrauch plus was hätte ein GuD aus dem Heizöl produzieren können. Diese Bewertungsmethode wäre auch wichtig in der Diksussion um Elektroautos. Dann könnte man bewerten, wieviel kWh Strom ein GuD aus dem Diesel oder Benzin hätte herstellen können. --Pege.founder 09:37, 9. Mär. 2008 (CET)

Der Wirkungsgrad wird bei den Brennstoffen durch die Eintrittstemperatur in die Gasturbine beschränkt, die so um 1230°C liegt (siehe Carnot-Prozess). Bei Brennstoffen wie Erdgas, Wasserstoff, Stadtgas und Heizöl, die nicht stärker mit inerten Gasen (N2, CO2) vermischt sind, liegen die Verbrennungstemperaturen bei etwas über 2000°C, so dass bei diesen Brennstoffen der Wirkungsgrad bei gleicher Prozessführung identisch ist. --Rasi57 14:29, 9. Mär. 2008 (CET)

Fernwärme

Ich war mal im Kombikraftwerk in Potsdam (ABB). Mein Eindruck: die entscheidende wirtschaftliche Grundlage ist Fernwärme. Und deswegen werden sie wohl nur da gebaut, wo ein Fernwärmenetz vorhanden ist.-- Kölscher Pitter 22:44, 11. Mär. 2008 (CET)

Mit "normaler" Fernwärme büßt man bei der Stromerzeugung Wirkungsgrad ein. Inzwischen wird aber über Niedertemperatur-Fernwärme und gar Kaltwasser-Fernwärme nachgedacht (mit Wärmepumpen direkt in den Häusern). Da könnte man, ohne Einbuße beim elktrischen Wirkungsgrad, das Wasser des Kühlkreislaufes gut nutzen. --84.160.198.217 19:00, 10. Feb. 2023 (CET)

Da bin ich dabei. Für die warme Fernwärme wurde entweder der Dampf im Kraftwerk über Gegendruckturbinen zur Wärmeauskopplung gefahren einhergehend mit Verringerung des Wirkungsgrades der Stromerzeugung. Mit der Außerbetriebnahme der klassischen Fernwärmeerzeuger wird meistens Gas für die Fernwärmeerzeugung genutzt. Das Gas dezentral im zu beheizenden Gebäude zu verfeuern macht eigentlich mehr Sinn, da die Brennwerttechnik bei der Fernwärme nur bedingt einsetzbar ist. Die Vorlauftemperatur muss bei der Fernwärme immer hoch angesetzt werden, da die Leitungsverluste zu kompensieren sind und der schlechteste Verbraucher mit der höchsten erforderlichen Vorlauftemperaturen zu berücksichtigen ist. Bei der Erzeugung von Fernwärme mit Wärmepumpen sieht es noch schlechter aus. Selbst wenn Abwärme mit 15°C genutzt wird und eine Vorlauftemperatur von 90°C gefahren werden muss (typische Bedingung ca. 5°C Aussentemperatur) und Abwärme mit 15°C genutzt werden kann, ergibt sich ein Carnot-Wirkungsgrad von 4,8. Wir die Fernwärme direkt im Gebäude mit einer Luft-Wasser-Wärmepumpe und einer Vorlauftemperatur von 50°C (einigermaßen gedämmter Altbau) ergibt sich ein Carnotfaktor von 6,5. Bei neuen Gebäuden mit sehr niedriger Vorlauftemperatur und Fussbodenheizung sieht es noch deutlich besser für die dezentrale Wärmepumpe aus. Daher macht eigentlich nur noch die kalte Fernwärme Sinn, soweit Abwärme zur Verfügung steht. Allerdings ist der nutzbare Wärmestrom begrenzt, da nur ein geringes Temperaturgefälle zur Auskopplung zur Verfügung steht. Daher ist es sehr fraglich, ob der Ausbau der Fernwärme zukünftig Sinn macht. --Rasi57 (Diskussion) 21:39, 12. Feb. 2023 (CET)

Danke! Ich meine auch, dass man sehr genau prüfen muss, ob weiterer Ausbau der Fernwärme in irgenwelchen Situationen sinnvoll sein könnte. Die bestehenden Fernwärmenetze hingegen müssen sinnvoll umgebaut werden. 84.160.196.6 19:08, 5. Mär. 2023 (CET)

Verlauf des Wirkungsgrads bei kurzfristiger Leistungsänderung

Ich nehme an der hohe Wirkungsgrad ist nur bei einem Dauerbetrieb erreichbar. Als Mittellastkraftwerk muß doch ein GuD schnell mit der Leistung rauf und wieder runter. Wie ist es da mit dem Wirkungsgrad wenn gerade die Leistung rauf oder runter gefahren wird? Die Wirkungsgradunterschiede sind sehr intressant um die maximal möglichen Kosten für Stromspeichersysteme zu ermitteln. --Pege.founder 20:25, 21. Sep. 2008 (CEST)

Einen Hinweis darauf habe ich auf der Webseite von Applied Materials entdeckt. Die wollen Photovoltaikfabriken verkaufen und rechnen vor, [wiviel Erdgas die produzierten Solarzellen einsparen]link geloescht, siehe WP:SBL#pege.org. -- seth 16:31, 29. Nov. 2009 (CET). Dabei kommt aber nur 46,7% Wirkungsgrad heraus. Das könnte der typische Wirkungsgrad sein, wenn ein GuD der Lastkurve nachfahren muß. --Pege.founder 20:27, 17. Nov. 2009 (CET)

Abwärme

Ich halte den Abschnitt über die Nutzung der Abwärme für wichtig und würde gern verstehen, was dort geschrieben steht. Könnte jemand den Sachverhalt in diesem oder einem anderen Beitrag bitte so erklären, dass man ohne Maschinenbau-Ingenieursstudium etwas damit anfangen kann? Ein Kriterium für die Einträge in der wikipedia ist doch die Verständlichkeit für die Allgemeinheit. --maulbeermaul 19:06, 14. Jan. 2009 (CET)

Auch nach mehrmaligem Lesen habe ich nicht verstanden, ob der Gesamt-Wirkungsgrad steigt oder fällt, wenn Wärme für Fernheizungen abgezweigt wird. -- Klaus Eifert 11:59, 1. Sep. 2011 (CEST)

Hier steht, dass der Carnot-Wirkungsgrad bei Gegendruck 1bar statt 0,37bar um 17% fällt, soweit sollte es stimmen. Allerdings wird dann die Reduktion mit dem Gesamtwirkungsgrad des Kraftwerks verrechnet. Meiner Meinung nach reduziert sich allerdings nur der Wirkungsgrad des Dampfprozesses, die Gasturbine wird hiervon nicht beeinträchtigt. Die Rechnung wäre dann: Gesamtwirkungsgrad = Wirkungsgrad Gasturbine 40% + ( Wirkungsgrad Dampfturbine 18,4% * Reduktion des Wirkungsgrades um 17% -->0,83) = 40%+(18,4%*0,83) = 55,3%. Die Ursprüngliche Rechnung geht von 48% Gesamtwirkungsgrad aus, meiner Meinung nach doch ein sehr deutlicher Unterschied! Philipp Herbert (nicht signierter Beitrag von 87.177.136.157 (Diskussion) 11:17, 19. Mär. 2014 (CET))

Wirkungsgrade addieren

Im Abschnitt Abwärmenutzung heißt es, man dürfe die Wirkungsgrade in diesem Fall nicht addieren. Ich verstehe nicht, was gemeint ist. Man darf Wirkungsgrade NIE addieren. Mit Exergie etc hat das nichts zu tun. --151.136.109.170 11:41, 9. Apr. 2009 (CEST)

GuD-Kohlekraftwerke

Ich vermisse hier den Hinweis auf der kohlegefeuerten Druckwirbelschichtprozess die, im Gegensatz zu der Aussage im ersten Absatz, Gasturbinenbetrieb mit Kohlestaub ermöglicht. Die Entwicklung dieser Technologie wurde im 60er Jahre in Großbritanien von der Central Electricity Generating Board (CEGB) geführt. Einen Durchbruch kam mit der Einstieg der Schwedischen Gasturbinenhersteller STAL-LAVAL die in der 80er Jahre einen für diesen Prozess optimierten Gasturbinenkonzept entwickelte. Es wurde im laufen der 90er Jahre mehrere Versuchsanlagen und auch einige Anlagen für kommerzielles Betrieb gebaut. Heute sind immer noch drei Anlagen in Betrieb in Schweden (Stockholm 2 x 100 MW), Deutschland (Cottbus 1 x 100MW) und in Japan (Karita 1 x 400 MW). STAL-LAVAL, die inswischen in ABB aufgenommen wurde, hat für sämtliche realisierten Anlagen der gesamten Anlagentechnologie geliefert.

Das Konzept baut darauf, dass der Kohlestaub in einer Wirbelschichtkessel unter Druck gefeuert wird. Der in der Kessel erzeugten Dampf versorgt einen relativ konventionelles Dampfkreislauf. Der Kessel ist gleichzeitig auch der Brennkammer der Gasturbine und wird von dem Gasturbinenkompressor mit Verbrennungsluft versorgt (ca. 12-16 bar in die bestehenden Anlagen). Die Rauchgase werden über Zentrifugalabscheider, die nur wenige Prozente Asche durchlassen, in die Turbine geführt. Eine normale Gasturbine wurde in wenigen Stunden durch Erosion von der Asche zerstört werden. Der speziellen Gasturbine die durch ABB entwickelt wurde ermöglicht ein geregelten Zufuhr von Verbrennungsluft und ergibt gleichzeitig relativ konstanten Strömungsbedingungen in die Turbine die dadurch besser gegen Erosion optimiert werden kann. Der hohen Druck im Wirbelschicht ergibt eine kompakte Bauweise und ein hohen Kesselwirkungsgrad. Der Technologie ist voral geeignet für Verbrennung von schlechteren Kohlequalitäten (hohes Schwefel- und Aschegehalt).

Die realisierten Anlagen haben einen elektrischen Wirkungsgrad im Bereich 40%-45% und ergeben auch guten Emissionsverhalten, da der Schwefel zum grossen Teil im Wirbelschicht gebunden wird und der niedrigen Verbrennungstemperatur auch die NOx-Emissionen gegenwirkt.

Leider hat man, nachdem der Geschäft von ALSTOM übernommen wurde, die weiteren Entwicklung aus Kostengründen eingestellt.

Dirk Veenhuizen, Linköping, Schweden (nicht signierter Beitrag von 85.226.56.29 (Diskussion | Beiträge) 10:28, 1. Mai 2009 (CEST))

Was du beschreibdt, heisst ja lediglich statt mit Gas kann eine Turbine auch mit Kohlenstaub befeuern. Und Kohle ist generell auf dem Rückmarsch. Insofern würde in diesem Artikel allenfalls ein kurzer Hinweis reichen. Vielleicht langt dein Wissen für den Artikel Kohlenstaubfeuerung?". Recherchier mal.-- Kölscher Pitter 14:16, 1. Mai 2009 (CEST)

Kosten?

Kann jemand Informationen zu den Baukosten eines GuD-Kraftwerks liefern? (nicht signierter Beitrag von MobyDick (Diskussion | Beiträge) 23:14, 7. Okt. 2009 (CEST))

In dieser Studie gibt es auf Seite 14 die Tabelle 4 mit Informationen dazu. (Man beachte, daß die Preise noch in DM sind, also umrechnen!) Die prognostizierten Preise für GuD decken sich ganz gut mit der tatsächlichen Entwicklung. Kurz vor der Jahrtausendwende, als die Preise auf dem umkämpften Markt im Keller waren, lagen die spezifischen Baukosten nur knapp über 500 €/kW. Inzwischen hat sich der Markt deutlich gewandelt und die Preise haben sich fast verdoppelt. Das hat mit der Konzentration der großen Anbieter zu tun, aber auch mit dem Anstieg der Stahlpreise. Durch die Wirtschaftskrise dürften die Preise wieder etwas sinken, aber nicht auf das Niveau der späten 90er.

Die genannten Preise gelten für große GuD-Anlagen (> 100 MW). Für kleine Einheiten liegt der spezifische Preis naturgemäß entsprechend höher. --TETRIS L 09:15, 8. Okt. 2009 (CEST)

Die Studie ist recht interessant, weil sie einiges aussagt über die Hoffnungen bzw Vorahnungen, die man sich damals über die weitere Entwicklung gemacht hat. Ich hatte mittlerweile neuere Zahlen gefunden und im Artikel ergänzt. Die Investitionen für GuD-Kraftwerke sind demnach heute etwa halb so hoch wie damals geschätzt, AKWs kosten dagegen heute etwa doppelt so viel, wie angenommen wurde. Interessant sind auch die Hochrechnungen auf Ölpreise - die sind heute doppelt so hoch, wie er 1997 angenommen hat, zum Glück aber nur noch halb so hoch wie vor einem Jahr :-) Hier ein Zitat daraus: "Auch hier wird vergleichbares angenommen, d.h. daß der Weltrohölpreis nach Bereinigung um den Preisanstieg der Weltexporte bis Mitte des nächsten Jahrzehnts nahezu konstant bleibt (vgl.Tabelle 2). Erst mit der expandierenden Nachfrage aufstrebender Entwicklungsländer, vor allem Chinas, ist mit real geringfügig ansteigenden Preisen zu rechnen, so daß der reale Ölpreis erst im Jahr 2010 das Niveau von 1990 mit 23 $/barrel erreichen wird."--MobyDick 23:56, 8. Okt. 2009 (CEST)

GuD Kühlwasser - Einsatz auf der arabischen Halbinsel

GuD Kraftwerke laufe ja auch mit Öl. Ich mache gerade eine Studie über die wirtschaftliche Logik des Masdar Projektes, [Abu Dhabi hat ja 630 MW Photovoltaikfabriken gekauft]link geloescht, siehe WP:SBL#pege.org. -- seth 17:23, 29. Nov. 2009 (CET). Eine wichtige Kennzahl dabei ist, bei welchen Ölpreis kann man auf der arabischen Halbinsel Strom billiger aus Photovoltaik als aus Erdöl produzieren. Bei $3500 pro kW Peak (Angabe von Applied Materials) und den Sonnenstunden dort. Eine wichtige Detailfrage stellte ich schon weiter ober, der durchschnittliche Wirkungsgrad wenn man der Lastkurve nachfahren muß. Das nächste, wie sieht es mit dem Kühlbedarf aus in Wüstengegenden? Was für Parameter ändern sich dadurch? --Pege.founder 09:02, 28. Nov. 2009 (CET)

Die meisten GuD-Anlagen in der Golfregion arbeiten nicht mit Öl, sondern mit dem wesentlich billigeren Erdgas, das quasi "kostenlos" als Begleitgas anfällt. Und außerdem haben viele eine Meerwasserentsalzung hinten dran. --TETRIS L 21:50, 26. Sep. 2010 (CEST)

Leistung von Kernkraftwerken

Geändert auf bis 1600 MWe, seit dem EPR-1600-US kann man das schon als de facto sehen. mfg seb 13:12, 8. Dez. 2009 (CET)

Ich ändere zudem die untere Grenze (mit 500MW angegeben) auf 400 MW. Die aus sowjetischer Produktion stammenden WWER-440-Druckwasserreaktoren, die zum Beispiel im ostdeutschen AKW Greifswald eingesezt wurden, und in diversen Ostblockländern noch immer in Betrieb sind, haben lediglich eine Maximalleistung von 440 Megawatt - und damit ist die thermische Leistung des Reaktors gemeint, nicht die elektrische Leistung des Kraftwerkblocks. -- Norman R., 19:07 (MEST), 3. Apr. 2010. -- (nicht signierter Beitrag von 84.56.220.251 (Diskussion | Beiträge) 19:21, 3. Apr. 2010 (CEST))

Grundlast

Im Artikel steht, GuD-Kraftwerke wären für Grundlast geeignet. Ist das für deutsche Kraftwerke nicht ein wenig gewagt? Weiß jemand, ob effektiv ein GuD-Kraftwerk hier in Grundlast läuft? Gruß km (nicht signierter Beitrag von 85.180.74.4 (Diskussion) 19:57, 26. Sep. 2010 (CEST))

Technisch sind GuDs in jedem Fall dafür geeignet. Ob es sich wirtschaftlich lohnt, hängt vor allem vom Gaspreis ab. Die meisten GuDs laufen sicher in der Mittellast, wo sie ihre Flexibilität gewinnbringend in der Sekundärregelung und der Minutenreserve einsetzen können. --TETRIS L 21:00, 26. Sep. 2010 (CEST)

Okay, verstehe. Danke. Aber ist Dir auch ein Kraftwerk bekannt, welches in Grundlast läuft? Das wäre sicherlich gut zu erwähnen (und würde mich auch interessieren). Gruß km (nicht signierter Beitrag von 85.180.74.4 (Diskussion) 21:37, 26. Sep. 2010 (CEST))

Wirkungsgrad im -Vergleich

Nach dem vereinbarten Atomausstieg kommenen u.a. Gaskraftwerke zur Stromerzeugung wieder in Mode.

Könnten die Spezialisten in eine Tabelle mal etwas zum Wirkungsgrad von folgenden Energieerzeugern bzw. Motoren anschaulich darstellen:

(a) Kohlekraftwerk, (b) Erdölkraftwerk, (c) Gaskraftwerk

und das in Beziehung setzen zur direkten Verbrennung von (a) Oel und (b) Gas in Heizungen von Wohnhäusern, insbesondere im Vergleich zum Stromverbrauch von Wärmepumpen

und auch die CO2-Bilanz vom Verbrennungsmotoren in Autos mit batteriebetriebenen Autos, zu deren Stromprudktion CO2-emittierende Kraftwere der oen genannten Arten benutzt wurden.

Ich nehme an, dass ddie Direktverbrennung von Oel / Gas in der Heizung bzw. im Auto CO2-Ausstoss-günstiger ist, als durch dei Verbrennung von Oel / Gas erst Strom zu erzeugen, diesen über (weite) Strecken zu transportieren und dann noch in einer Batterie zu speichern.

Ich finde, das wäre in der jetzigen Zeit, wo unverständlicherweise Elektroautos gefördert und als umweltschonend angepriesen werden, noch interessant zu wissen. 80.219.20.36 21:40, 2. Jun. 2011 (CEST)

Wenn man von einer Menge Erdgas ausgeht, z.b. 1 MWH Heizwert kann man grob gerechnet 92 % in einem Heizwertgerät in Wärme umsetzen und im Praxisbetrieb wenn man vieles richtig macht bis zu 100% in einem Brennwertgerät, höhere Werte mögen in einzelnen Betriebspunkten jeweils vorkommen. Nutzt man das Gas in einem GUD Kraftwerk dan mag man im realen Betrieb zwischen 55 und 60 % des Heizwertes, in Jahresdurchschnitt in Strom umsetzen. Der muß mit Verlusten geleitet werden, auch der Transport von Gas kostet Verluste, so daß rund 53% für die Wärmepumpe zur Verfügung stehen. Diese ist in der Lage mit einer Jahresarbeitsziffer zwischen 4 und 4,5 zu arbeiten sodass in Summe 210% bis 240%, also 2,1 bis 2,4 MWH an Wärme bei sehr niedriger Vorlauftemperatur im Haus zur Verfügung stehen, verglichen mit einem Brennwertgerät mehr als das doppelte! Voraussetzung sind sehr niedrige Vorlauftemoperaturen und eine optimierte Anlage. Verständlich, daß Stromkonzernde,die gleichzeitig Gaskonzerne sind, von der Idee, daß der Kunde Kosten spart, und der eigene Umsatz leidet, jahrzehnte lang nicht angetan waren.

Elektrofahrzeuge wie der Opel Ampera werden mit 18 bis 22 KWH Strom aus der Steckdose für 100 km angegeben. zuzüglich 10 % für die Stromleitung ergibt rund 20 bis 24 KWH " an der kraftwerkspforte. Dort rechent man mit rund 420 G CO2 / KWH ergibt 84 g CO2/ km bis 100 g CO2/ km, das ist nicht die Rettung der Welt aber eine verbesserung gegenüber den derzeit üblichen Fahrzeugen. Bei gegenrechnen der stromerzeugung mit Braunkohle verdüstert sich das Bild dramatisch, bei Gegenrechen mit der Photovoltaik verbessert sich das Bild drastisch.

Erdöl kan im Prinzip ebenfalls im kombinierten Kraftwerken eingesetzt werden, allerdings bei etwas niedrigeren Gastemperaturen, so daß der Wirkungsgrad etwas geriger ausfällt. Ferner muß das Öl zuvor rafiniert worden sein um z.B. die Abgaswerte (Schwefel) einhalten zu können und um Korosionsschäden an der Turbine zu vermeiden. Kohlekraftwerke sind unterschiedlich, Braunkohle merklich schlechter als Steinkohle. Steinkohle bis 46 %; mit einer höheren Temperatur im Überhitzer kommt man etwas weiter. Dies setzt aber vergleichsweise große Mengen an teuren hochtemperaturbeständigen Stählen voraus und kostet entsprechend mehr. Selbstverständlich kann man in Kohleanlagen Gas und Öl mit verfeuern, wenn man entsprechende Brenner einbaut. Wirtschaftlich sinnvoll ist das bei den Importkohlepreisen nicht. Ferner sind bei Kohleanlagen umfangreiche Nebenanlagen erforderlich Kohlemühle Rauchgasanlage u.s.w. Auch diese müssen mit kraftwerksstrom betrieben werden. Die Idee zuerst die Kohle zu vergasen und das Gas im GuD Kraftwerk zu verstromen könnte bessere Ergebnisse liefern. Aber man versucht das Gas zuerst zu reinigen. Dei gasmenge ist 10 mal kleiner als die Abgasmenge so daß es sinnvoll ist vor der Verbrennung z.b. Schwefel zu entfernen u.s.w. Letztlich sind etwas unterschiedliche Prozessführungen möglich. Ein Beispiel ist das Kraftwerk in Tampa Florida, mit vertretbarem Wirkungsgrad. Die gasamte Bilanz verschlechtert sich, wenn man CO2 Abscheidung betreibt mehr oder weniger deutlich. Hierfür befindet sich ein Verfahren von Simens in Entwicklung das aus dem Abgas koventioneller Kraftwerke CO2 zu 90% entfernt und rund 6% Wirkungsgradeinbuße bedeutet. (nicht signierter Beitrag von 178.4.1.189 (Diskussion) 19:24, 16. Sep. 2011 (CEST))

Sinn der GUD-Technik?

Hallo Leute, gehe ich recht in der Annahme, dass das Prinzip ist: die Abwärme der Gasturbine, die sonst verschwendet würde, kann man durch die Dampfturbine noch zum Großteil nutzen.

Wenn ja, schreibe ich das in Abschnitt 0 noch rein :-) ich wollte aber vorher fragen.

--84.130.63.203 18:12, 30. Aug. 2014 (CEST)

Jain. Ganz so einfach ist es nicht. Das Ziel ist die möglichst gute Ausnutzung der Wärmeenergie (d.h. der höchstmögliche Wirkungsgrad), das ist richtig. (Und so steht es - vielleicht etwas undeutlich - auch schon in Abschnitt 0 drin. Die Dampfturbine nutzt aber nicht den Großteil der Abwärme der Gasturbine, sondern nur etwa ein Drittel. Dennoch ist die Ausnutzung unter'm Strich besser als bei einer Gasturbine die gänzlich ohne Abwärmenutzung arbeitet. Das geht sogar soweit, dass bei neuen Gasturbinen die Gasturbine absichtlich so gebaut wird, dass sie mehr Abwärme durchlässt, damit mehr für die Dampfturbine übrig bleibt. Bei einem GuD-Kraftwerk muss man immer Gas- und Dampfturbine zusammen betrachten, um die optimale Energieausnutzung zu bekommen. --TETRIS L 20:11, 30. Aug. 2014 (CEST)

CO2-Ausstoß

In der Einleitung steht: "Dabei können sehr hohe Wirkungsgrade (bis zu 63 %) bei niedrigen Emissionen (ca. 450 g CO₂-eq/kWh (Kohlenstoffdioxidäquivalent) und Einhaltung der gesetzlichen Grenzwerte für Stickoxide) erreicht werden, so dass diese Kraftwerksart zu den effizientesten konventionellen (fossil befeuerten) Kraftwerken gehört."

Frage: Warum ist hier von CO₂-eq die Rede? Sind da außer CO₂ selbst noch andere Treibhausgase im Spiel? --Digamma (Diskussion) 23:17, 8. Apr. 2023 (CEST)

Ja, Methan, das ja Hauptbestandteil von Erdgas ist. Schon wenige Promille entwichenes Methan auf dem Weg vom Bohrloch über Pipelines/Tanker bis zum Kraftwerk haben einen nennenswerten Klimaeffekt, der mit berücksichtigt werden muss, da Methan über 100 Jahre gerechnet ca. 30 Mal so klimawirksam ist wie CO2. Über kürzere Zeiträume ist der Effekt sogar noch ein Mehrfaches höher. Entweichen mehrere Prozent Erdgas, dann ist der Klimaeffekt dieses Methans höher als die gesamten CO2-Emissionen des Kraftwerks. Andol (Diskussion) 23:32, 8. Apr. 2023 (CEST)

Und ist das in der genannten Zahl tatsächlich berücksichtigt? Oder doch nur der CO2-Ausstoß? --Digamma (Diskussion) 23:56, 8. Apr. 2023 (CEST)

Ich gehe stark davon aus. Bei einem Wirkungsgrad von 60 % liegen die reinen CO2-Emissionen meines Wissens eher bei ~ 350 g/kWh, nicht bei 450 g/kWh. Andol (Diskussion) 00:15, 9. Apr. 2023 (CEST)

Über die Zahl 450g bin ich auch gestolpert, zumal da keine Quelle steht. Bei Kraftwerk_Irsching Block 4 stehen 330g. Der Emmisionsfaktor für alle Gaskraftwerke in DE lag 2020 bei 397g --87.147.75.225 10:37, 11. Apr. 2023 (CEST)