Ralf Dunker

erschienen in BWK 11/2005

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Um Klimaschutzziele zu wahren und die Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken zu verbessern, arbeiten Kraftwerksbauer und Energieversorger an neuen bzw. verbesserten Technologien. Ein Ziel, das verfolgt wird, ist das CO2-freie Kraftwerk. Entsprechende Verfahren zur CO2-Abscheidung werden untersucht. Dabei gilt, mittelfristig betrachtet, die Oxyfuel-Methode als aussichtsreich. Sie soll sich in einem deutschen Pilotprojekt bewähren, dem ersten seiner Art weltweit.

Eine kurzfristige Abkehr von fossilen Energieträgern ist nicht in Sicht. Ökonomische Gründe sprechen gegen einen weit greifenden schnellen Schwenk auf den Einsatz regenerativer Energien. Bestehende Kraftwerkskonzepte auf Basis der Verbrennung fossiler Energieträger verdienen daher weiterhin Beachtung. Um kurzund mittelfristig eine Reduktion des CO2-Ausstoßes zu bewirken, sind zwei sich ergänzende Ansätze möglich: das Verbessern des Wirkungsgrads thermischer Kraftwerke sowie die Abscheidung und Lagerung von CO2. Letzteres, auch als Carbon Capture and Storage (CCS) bezeichnet, soll den Betrieb emissionsfreier Kohlekraftwerke ermöglichen, genauer gesagt Stromerzeugungsanlagen, deren CO2-Emissionen nicht in die Atmosphäre gelangen.

Um das Treibhausgas klimaneutral zu verbringen, stehen verschiedene Möglichkeiten zur Verfügung. Eine Idee ist das Lösen des CO2 im Ozean. Dies stößt aber auf Ablehnung, da derzeit die Folgen noch nicht abgeschätzt werden können. Alternativ dazu bietet sich das Lagern des Kohlendioxids in leeren Öloder Erdgasfeldern, unbrauchbaren Kohleflözen und Minen an. In Deutschland – wie auch weltweit – wären allerdings Aquifere (tiefe Salzwasser führende Gesteinsschichten) als natürliche Untertagespeicher prädestiniert. Eine technische Herausforderung für den Kraftwerksbau ist es jedoch, zunächst das CO2 abzuscheiden.

Dass sich die Aktivitäten auf Kohlekraftwerke konzentrieren, kommt nicht von ungefähr: Kohle ist weltweit verfügbar und kann noch lange die Energieerzeugung begleiten; sie reicht noch für einige hundert Jahre. Wesentlich ist außerdem, dass sie in krisensicheren Regionen verfügbar ist und im Vergleich zu Erdöl und Erdgas nicht so extremen Preisschwankungen unterliegt, ergänzt Dr. Georg-Nikolaus Stamatelopoulos, Leiter Berechnung und Entwicklung der Alstom Power Boiler GmbH in Stuttgart. Zwar besitze Kohle im Vergleich mit Erdöl und -gas das schlechteste Kohlenstoff/ Wasserstoff-Verhältnis (Kohle setzt pro kWh fast die doppelte Menge CO2 frei wie bei der Verstromung von Erdgas im GuD-Prozess anfällt; bei Braunkohle sind es rund 900 g/kWh, bei Steinkohle etwa 700 g/kWh), doch der Zugang zu reichhaltigen Kohlevorräten in krisensicheren Region spreche dafür, die Grundlastkraftwerke auch künftig mit diesem Energieträger zu betreiben.

Effizienzsteigerung als Schritt zu weniger CO2

In Bezug auf die Kosten je vermiedener Tonne CO2 stellt sich die Modernisierung bestehender Anlagen attraktiv dar, ebenso der Bau von Kohlekraftwerken nach dem Stand der Technik. Denn während ein durchschnittliches Kohlekraftwerk einen elektrischen Wirkungsgrad von nur 30 % aufweist (weltweit betrachtet), ist mit heutigen Anlagen ein Wirkungsgrad von über 45 % möglich. Würde man alle Kraftwerke Europas auf einen Schlag durch Anlagen nach dem Stand der Technik ersetzen, könnte man allein dadurch schon fast die Vereinbarungen des Kyoto-Protokolls einhalten, macht Stamatelopoulos deutlich. Als State-of-the-Art kann bei der Verstromung von Braunkohle die BoATechnologie angesehen werden, die dank optimaler Prozesse und überkritischer Dampfparameter (280 bar bei 600/605 °C) einen Wirkungsgrad von über 43 % ermöglicht, bei Steinkohle liegt die Rekordmarke bei über 45 %. Diese Effizienz bewirkt neben der CO2-Minderung ein Senken des Schadstoffausstoßes, zum Beispiel NOx und SOx, proportional zur Brennstoffersparnis.

Die Technik sei jedoch noch nicht ausgereizt, sagt der Alstom-Manager. In Projekten wie AD700 und Comtes700 arbeite man an Kraftwerken, die bei Kohlefeuerung Dampfparameter von 375 bar und 700/720 °C und einen Wirkungsgrad oberhalb der 50 %-Marke ermöglichen sollen.

Konkurrierende Verfahren für eine CO2-Abtrennung

Je nach Preis der CO2-Zertifikate kann sich künftig das Abspalten von CO2 lohnen. Es kann vor oder nach der Verbrennung bzw. integriert in den Verbrennungsprozess erfolgen. Heute gibt es schon eine Reihe von Methoden, das CO2 nach der Verbrennung auszufiltern (post-combustion capture). Das Abtrennen eines gasförmigen Bestandteils aus dem Rauchgas kann als gängige Technik angesehen werden. Allerdings ist bei der CO2-Abtrennung ein hundertfach höherer Massenstrom zu beherrschen als bei der heute üblichen Abtrennung von SO2 und NOx. Zur Anwendung kann die Abscheidung durch Absorption (chemisch und physikalisch), die Adsorption, die Verflüssigung und mittels Membranen kommen.

Im kleineren Maßstab kommerziell verfügbar ist die chemische Absorption in wässrigen Aminlösungen, basierend auf Diethanolamin (DEA), Methyldiethanolamin (MDEA) oder Monoethanolamin (MEA), die von den genannten die energetisch günstigste darstellt. Die USA haben außer der CO2-Abspaltung auch den Folgeschritt, die Verbringung des Treibhausgases, getestet, indem es in alte Erdölfelder gepumpt wird. Die MEA-Methode hat jedoch den Nachteil, dass bei einem 680-MW-Block ständig 15 000 m³ der Lösung zirkulieren müssten, um die 2,2 Mio. m³ Rauchgas zu reinigen, wie Jens Pabst aus einer Cooretec-Berechnung (CO2-Reduktions-Technologie) zitiert. Es würden für die Regeneration der Lösung etwa 1 200 t Dampf benötigt, die nicht zur Energieumwandlung dienen. Diese Regenerationswärme wird dem Prozessdampf am Ausgang der auf die Zwischenüberhitzung folgenden Mitteldruckturbine entnommen. Das drückt den Wirkungsgrad des Kraftwerks um etwa zwölf Prozentpunkte. Ein SO2-Wäscher vor der CO2-Abscheidung ist zudem empfehlenswert, denn SO2 würde bei der CO2-Abscheidung eine chemische Verbindung eingehen, die zum Verlust des Absorbermaterials führt. Von Vorteil ist, dass das MEA-Verfahren fast keine Eingriffe in den Kraftwerksprozess bedingt und daher auch zur Nachrüstung geeignet ist, ähnlich wie auch die CO2-Absorption mit keramischen Materialien (z.B. im Zuge der Luftvorwärmung).

Ein weiterer Ansatz ist die Dekarbonisierung in Kombikraftwerken mit Kohlevergasung vor der Verbrennung (precombustion capture). Bei der Vergasung wird aus Kohlenwasserstoff unter Zugabe von Luft bzw. Sauerstoff ein Brennoder Synthesegas, das vorrangig aus CO und H2 besteht. Das Synthesegas kann eine Gasturbine antreiben und deren heiße Abgase zur Erzeugung von Dampf dienen. Dieser treibt eine Dampfturbine an, die einen weiteren Beitrag zur Stromerzeugung leistet. Das Kohlenmonoxid kann in einem Shift-Prozess mit Wasser(dampf) zu CO2 reagieren, wobei gleichzeitig H2 entsteht und den Wasserstoffanteil des Synthesegases erhöht. Entsprechende IGCC-Kraftwerke (Integrated Gasification Combined Cycle) sind im Einsatz, bisher standen aber hohe Kosten und die unzureichende Verfügbarkeit einer Kommerzialisierung im Weg.

Eine Alternative bietet das ChemicalLooping-Verfahren in den zwei Varianten CLG (Chemical Looping Gasification) und CLC (Chemical Looping Combustion). Hierbei wird in einem ersten Kreislauf ein festes Material als Träger für Sauerstoff verwendet, der den Brennstoff oxidiert. Im anschließenden Vorgang wird entweder bei CLG das Synthesegas (wie bei IGCC) zu H2 und CO2 gewandelt und letzteres durch einen Karbonatkreislauf aufgefangen, oder bei CLC das bereits reduzierte feste Materia mit Luft in Verbindung gebracht und wieder aufoxidiert, während das Abgas aus reinem CO2 und Wasserdampf besteht. Diese Technik befindet sich noch in einem frühen Entwicklungsstadium, hat aber einmal das Potenzial, kostengünstig und energieschonend CO2 abzuscheiden, kommentiert Stamatelopoulos.

Ebenfalls in der Entwicklungsphase befindet sich der regenerative KarbonatProzess. Hier dient Kalziumoxid dazu, das Kohlendioxid zu binden. Energie wird dafür aufgewendet, das Kalziumoxid wieder herzustellen. Das Verfahren arbeitet mit Luftfeuerung und könnte sich als kostengünstig erweisen. Weil der Regenerierungsprozess bei Temperaturen oberhalb typischer Dampftemperaturen stattfindet, kann die Wärme wieder in den Wasser-Dampf-Kreislauf des Kraftwerks eingespeist werden. Daher verlangt die CO2-Abspaltung keinen großen Energieaufwand. Die Technik fände im Kesselhaus Platz und produziert fast reines CO2.

Letztendlich entscheiden aber Marktreife, Investitions- und Betriebskosten darüber, welche Technik sich zunächst durchsetzen wird. Auch der Wert von CO2-Zertifikaten fließt in die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ein, sagt Stamatelopoulos. Bei extrem niedrigen Preisen wird die Effizienzsteigerung Mittel der Wahl sein, bei teuer gehandelten CO2-Zertifikaten geht der Trend zum Null-Emissions-Kraftwerk. Dessen technische Machbarkeit soll in einem Projekt bewiesen werden, das auf das so genannte Oxyfuel-Verfahren setzt.

Generalprobe für den Oxyfuel-Prozess

Die Oxyfuel-Verbrennung geschieht nicht mit Luft, sondern mit purem Sauerstoff (95 bis 99,7 %), der in einer Luftzerlegungsanlage hergestellt wird. Die Verbrennung bei reiner Sauerstoffzufuhr wird in der Glas- und Stahlindustrie schon länger angewendet. In der Kraftwerkstechnik ist das Verfahren jedoch nicht etabliert. Bei der Verbrennung mit reinem Sauerstoff entstünden sehr hohe Temperaturen, die im Kraftwerk unerwünscht sind. Dem lässt sich begegnen, indem man etwa drei Viertel des Rauchgases zurückführt und so die Temperatur im Brennraum regelt. Das führt schließlich zu einem hohen CO2-Partialdruck im Rauchgas. Dies vereinfacht das Abspalten des Treibhausgases.

Rund 70 % des austretenden Rauchgases entfallen auf CO2, der Rest besteht fast ausschließlich aus Wasserdampf; die genauen Mengen hängen von der Feuchtigkeit der verbrannten Kohle ab. Der Wasseranteil kann durch Kondensation leicht entfernt werden. Das Restgas enthält dann nur geringe Mengen an H2O und Sauerstoff bzw. Staub, Stickoxide und Schwefelverbindungen, die sich ausfiltern lassen. Das CO2 kann bei Umgebungstemperatur bei etwa 100 bar verflüssigt werden, um es zu transportieren und einzulagern. Die Kosten für ein Braunkohlekraftwerk mit Oxyfuel-Feuerung hat Vattenfall für ein beispielhaftes Kraftwerk kalkuliert und mit rund 9 % für die Luftzerlegung und 2 % für die CO2-Verdichtung beziffert. Die Energiebilanz wurde für einen Block gerechnet, der ohne CO2-Abtrennung eine Nettoleistung von 865 MW hätte. Rund 54 % der im Brennstoff enthaltenen Energie gingen als Wärme verloren, 3,4 % werden für den Eigenbedarf des Kraftwerks benötigt und 42,7 % beträgt der elektrische Wirkungsgrad. Eine CO2-Abscheidung würde hier 137 MW für die Luftzerlegung und 71 MW für das Verflüssigen des CO2 brauchen, aber nur 45 MW (2,2 %) für periphere Anlagen. Damit ergäbe sich ein Nettowirkungsgrad von 34 % (689 MW Nettoleistung), also eine Minderung um 8,7 Prozentpunkte. Günstig wirkt sich hier aus, dass sich der Oxyfuel-Prozess und die Kohletrocknung bei Braunkohle gut ergänzen können.

Im Rahmen des europäischen Forschungsund Entwicklungsprojekts EnCap/SP3 (Enhanced Capture technologies), das von Vattenfall koordiniert wird und insgesamt 30 Unternehmen bzw. Universitäten einbezieht, wird der OxyfuelProzess verbessert. Rund 30 Mio. Euro wurden für dieses Vorhaben budgetiert. Außerdem fördert das Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit (BMWA) das deutsche Programm Cooretec, das von 2005 bis 2008 angesetzt ist. In dieser Zeit werden nicht nur Prozesse bei der Verstromung von Braun- oder Steinkohle untersucht, sondern auch schon Tests an einem Pilotkraftwerk stattfinden, berichtet Stamatelopoulos, der aus heutiger Sicht dem Oxyfuel-Verfahren die besten Chancen für eine schnelle Realisierung einräumt.

Oxyfuel-Pilotkraftwerk soll 2008 in Betrieb gehen

Entsprechendes Engagement zeigt Vattenfall durch den Bau des weltweit ersten Oxyfuel-Pilotkraftwerks mit Braunkohlefeuerung. 2008 soll am Standort Schwarze Pumpe in Spremberg eine Anlage mit 30 MW thermischer Leistung in Betrieb gehen. An dem Piloten können die Wechselwirkungen der Komponenten und die Prozesse beobachtet werden. Das Projekt im Kleinen soll bei erfolgreichem Abschluss den Bau eines mehrere 100 MW leistenden Blocks nach sich ziehen. Der Alstom-Manager macht darauf aufmerksam, dass auch bei der Wirbelschichtfeuerung die Möglichkeit besteht, das Oxyfuel-Prinzip anzuwenden, wobei der zurückzuführende Abgasstrom sogar geringer ausfällt. Man rechnet mit einem Verhältnis von rund 70 % Sauerstoff zu 30 % rezirkuliertem Abgas. denn der Kreislauf an Festkörpern trägt ebenfalls zur Kühlung bei. Zudem findet bei Zufuhr reinen Sauerstoffs (99 %) eine bessere Verbrennung statt als mit normaler Luft. Schlussendlich eröffnet die Technik die Chance, kleinere und kostengünstigere Kesselkonstruktionen einzusetzen. Das führt zu einem um ein Drittel reduzierten Gewicht des Kessels inklusive seiner Peripherie, einer Volumenersparnis von etwa 44 % und der Halbierung der benötigten Kesselhausstellfläche.

Die finanziellen Einsparungen schätzt Stamatelopoulos auf etwa ein Drittel im Vergleich zu einer Feuerung mit Luftzufuhr. Zwar sinkt auch der elektrische Wirkungsgrad um ein Drittel. Dafür verbucht die CO2-Abtrennung den Pluspunkt, dass das anfallende CO2 genutzt werden kann, zum Beispiel um nahezu leergeförderte Ölfelder ‚auszupressen’. Zusätzlich wird Stickstoff als Nebenprodukt erzeugt, so Stamatelopoulos. Insgesamt biete die Verbrennung mit reinem Sauerstoff außerdem Vorteile bezüglich der Emissionen: In einem Versuchsaufbau hat sich gezeigt, dass die ohnehin niedrigen NOxWerte dank der Luftzerlegung deutlich reduziert wurden, Schwefeldioxid auf 90 %. Etwa gleiche Temperaturen wie bei der Luftfeuerung sollten weder eine Zunahme der Schwefeldioxidkonzentration, noch eine Zunahme der unverbrannten Kohlepartikel zur Folge haben.

Trotz des Engagements von Alstom in Sachen Oxyfuel möchte der Kraftwerksbauer alternative Techniken zur CO2-Vermeidung oder -Abspaltung nicht ausgrenzen. Oxyfuel biete zwar aus heutiger Sicht die geringsten finanziellen Risiken, doch eine allgemein gültige Technik, die heute und in kommenden Jahrzehnten die Treibhausgase reduziert, gibt es nicht. Vielmehr existierten mehrere technische Lösungen, die zur Marktreife unterschiedliche Barrieren – technische und wirtschaftliche – meistern müssten. Nur durch Pilotanlagen und Feldtest kann man die Gewissheit erlangen, wie es um Performance, Zuverlässigkeit, Umweltverträglichkeit und die wirtschaftlichen Perspektiven bestellt ist, sagt Stamatelopoulos. Dazu sei eine enge Zusammenarbeit zwischen Anlagenbauern und Energieversorgern notwendig, aber auch die Erforschung völlig neuer Möglichkeiten.