Beim Schmelzen von Aluminium werden grosse Rauchgasmengen erzeugt. Der Chargenbetrieb der Schmelzoefen hat Schwankungen der Rauchgastemperatur und des -volumenstroms zur Folge. In Zusammenarbeit mit der Hamburger Aluminiumwerk GmbH wurde fuer diese Rauchgase ein optimales Abwaermenutzungskonzept erarbeitet, das einen Dampfkreislauf bestehend aus Dampferzeuger, Turbogenerator und Kondensator vorsieht. Der Turbogenerator ist in der Lage, einen betraechtlichen Teil zur elektrischen Stromversorgung der Aluminiumelektrolyse beizutragen, was indirekt ueber eine Einsparung von Primaerenergie zu einer Reduzierung des CO2-Ausstosses fuehrt.
Die Firma Rain Carbon Germany GmbH, Kekuléstr. 30 in 44579 Castrop-Rauxel, hat die Genehmigung zur wesentlichen Änderung und zum Betrieb einer Anlage zur Destillation und Weiterverarbeitung von Teer und Teererzeugnissen in Verbindung mit einer Anlage zur Erzeugung von Strom und Dampf durch den Einsatz von Brennstoffen in einer Verbrennungseinrichtung einschließlich zugehöriger Dampfkessel, mit einer Feuerungswärmeleistung von 50 Megawatt oder mehr auf dem Grundstück Kekuléstraße 30 in 44579 Castrop-Rauxel (Gemarkung Bladenhorst, Flur 6, Flurstück 127-129) beantragt.
Gegenstand des Antrages ist der Entfall der Betriebsstundenbegrenzung von 1.000 h/a für den Betrieb der vier Dampfkessel mit Heizöl EL in der Energiezentrale, Errichtung und Betrieb einer neuen Pumpe zur Heizölförderung, die Stilllegung der Gasturbine als Eigenstromerzeugungsanlage mit einer Feuerungswärmeleistung von 40,5 MW und der Entfall einer Verladestelle für Heizöl EL.
Änderung eines mit Erdgas betriebenen Heizkraftwerkes (Anlage zur Erzeugung von Strom, Dampf, Warmwasser, Prozesswärme oder erhitztem Abgas durch den Einsatz von Brennstoffen in einer Verbrennungseinrichtung einschließlich zugehöriger Dampfkessel mit einer Feuerungswärmeleistung von 1 MW bis weniger als 20 MW, bei Verbrennungsmotoranlagen oder Gasturbinenanlagen (Anlage nach Nr. 1.2.3.2 des Anhangs 1 der 4. BImSchV)) mit einer gesamten Feuerungswärmeleistung von 9,5 Megawatt für die gemeinsame Anlage bestehend aus zwei Verbrennungsmotoranlagen (2x 0,955 MW FWL) und drei Brennwertkessel.
Im Zuge der Dekarbonisierung der Energieerzeugung werden neuartige Speicher und Energieumwandlungstechnologien erforderlich, um den volatilen Strom- und Wärmebedarf effizient zu decken. Eine vielversprechende Möglichkeit ist dabei die Erzeugung von Wasserstoff mit Strom aus erneuerbaren Energien mittels Elektrolyse. Die chemisch in Form von Wasserstoff gespeicherte Energie kann dann zum Ausgleich des volatilen Energiebedarfs verwendet werden. Die direkte Verbrennung von Wasserstoff und Sauerstoff, die außer Wasserdampf keine weiteren Verbrennungsprodukte erzeugt und damit schadstofffrei ist, kann dabei direkt in Wasser-Dampf-Kreisläufe integriert werden. Im Rahmen dieses Vorhabens wird die direkte Verbrennung von Wasserstoff und Sauerstoff in einer Dampfatmosphäre detailliert untersucht, wobei die Parameter identifiziert werden sollen, die eine möglichst vollständige Verbrennung erwarten lassen. Die gewonnenen Erkenntnisse fließen in das Design eines wasserstoffbefeuerten Dampferzeugers ein, dessen Funktion durch Prüfstandtests nachgewiesen wird. Danach soll der Dampferzeuger in einen geschlossenen Wasser-Dampfkreislauf eines bestehenden Turbinenprüfstandes integriert werden. Teil des Projektes sind auch die Planungsschritte, der Umbau sowie alle damit verbundenen betrieblichen Aspekte. Schwerpunkt ist dabei die Untersuchungen der Akkumulation von unverbranntem Wasserstoff und Sauerstoff in dem geschlossenen Kreislauf. Ein weiterer, zu untersuchender Aspekt wird das transiente Verhalten des Dampferzeugers bei verschiedenen Lastzuständen sein. Ziel ist es, mit Abschluss des Projektes ein umfassendes Bild über die Anwendung eines wasserstoffbetriebenen Dampferzeugers in geschlossenen Wasser-Dampf-Kreisläufen zu bekommen.
Für die Medizinische Hochschule Hannover hat das GeothermieZentrum Bochum gemeinsam mit der GeoDienste GmbH (Garbsen) im Zeitraum von August 2007 bis März 2008 eine Vorstudie zur Einbindung der Geothermie in das Energiekonzept des Klinikums erstellt. Im Anschluss an diese Vorstudie wurde eine Wirtschaftlichkeitsanalyse erstellt, welche die petrothermale und hydrothermale Versorgung betrachtete. Vorstudie: Die Medizinische Hochschule Hannover (MHH) wird derzeit von den Stadtwerken Hannover mit den Medien Gas, Strom und Fernwärme zur Erzeugung ihrer dreigliedrigen Energieversorgung, bestehend aus Dampf, Raumwärme und Klimakälte, versorgt. Aufgrund der hydrogeologischen Situation am Standort der MHH in Hannover wird eine Einbindung der Geothermie sowohl in den Heizkreislauf (direkte Integration über Wärmetauscher) als auch in den Kälteklimakreislauf (modular betriebene Absorptionskältemaschinen) vorgeschlagen. Ziel der Einbindung ist es konventionelle, preislich fluktuierende und primärenergetisch nachteilige Energieträger, wie in erster Linie elektrischen Strom und nachrangig Fernwärme oder Gas, durch den Einsatz der Geothermie vollständig, oder im Rahmen der Leistungsfähigkeit des geothermischen Reservoirs teilweise, zu ersetzen. Wirtschaftlichkeit, CO2-Bilanz und Versorgungssicherheit stehend dabei im Vordergrund. Die Grundlastfähigkeit der Geothermie wird in der vorgeschlagenen Anlagenkonfiguration vollständig ausgenutzt. Im Bereich der Spitzenlastdeckung spielt die Geothermie daher keine Rolle. Die geothermisch unterstützte Dampferzeugung findet im betrachteten Szenario keinen Eingang. Dies liegt in der internen Wärmerückgewinnung im Dampferzeuger durch den Economizer zur Vorwärmung des Speise- und Verbrauchswassers begründet. Da die Geothermie bei der Dampfherstellung nur einen geringen energetischen Beitrag leisten kann und Investitionen für ihre Anbindung an das Dampferzeugersystem entstehen, wird von der Betrachtung dieser Systeme abgesehen. Übersteigt die Bereitstellung von geothermischer Energie im Heiz- oder Kühlfall die Energienachfrage, lassen sich Pufferspeicher integrieren um diese überschüssig Energie effizient zu speichern. Bei Lastspitzen kann die Energie zurückgewonnen werden. Somit erhöht sich der geothermische Anteil an der Gesamtenergiebereitstellung. Wirtschaftlichkeitsanalyse: Hier wurden 9 verschiedene Szenarien untersucht, welche sich aufgrund ihrer Art (petrothermal / hydrothermal), der Bohrtiefe (4500 / 3000 m), ihrer Schüttung (15-50 l/s), Temperatur (115 / 160 Grad C) oder Bereitstellung (Wärme / Strom+Wärme) unterscheiden. Die höheren Investitionskosten für die petrothermalen Systeme werden durch die höhere Energieausbeute (Schüttung und Temperatur) abgefangen und diese somit wirtschaftlicher als die hydrothermalen Systeme, welche sich in der Amortisationsrechnung nur aufgrund der steigenden Energiepreise nach einigen Jahren rechnen.