Wenn an einem windstillen Wintermorgen die Industrieproduktion Strom benötigt, dann stoßen Solar- und Windkraftwerke an ihre Grenzen. Die nötigen Strommengen liefern dann vor allem Kraftwerke, die zu jeder Zeit fossile Brennstoffe in Strom umwandeln können. Für Kohle und Gas befinden sich Kraftwerkstechnologien in der Entwicklung, die effektiver und emissionsärmer als bisher Strom erzeugen können. Ein realistischer Vergleich der Wirkungsgrade moderner Kraftwerksprozesse hilft bei Entscheidungen darüber, welche Rolle Kohle und Gas im zukünftigen Energiemix spielen werden.
Elektrizität wird weltweit zu rund 60 Prozent durch das Verbrennen von Kohle, Erdgas und Mineralöl erzeugt. Fossile Kraftwerkstechnik wird in den kommenden Jahrzehnten für die Stromversorgung sehr wichtig bleiben. Die Minderung der dabei frei werdenden Kohlendioxid-Emissionen in die Atmosphäre ist Ziel des Klimaschutzes und soll die globale Erwärmung begrenzen. Die Forschung an CO2- Reduktions-Technologien (kurz: COORETEC) kann dazu beitragen, die Emissionen effektiv zu senken. Für höhere Wirkungsgrade der Kraftwerke und eine weitgehende Abtrennung von CO2 mit Hilfe der CCS-Technik stehen unterschiedliche Entwicklungsoptionen von Kraftwerksprozessen zur Verfügung.
CCS ist die Abkürzung des englischen Begriffs „Carbon Capture and Storage“. Gemeint ist das „Abtrennen und Speichern von Kohlenstoffdioxid“, das dafür sorgen kann, dass das bei der Kohleverstromung frei werdende CO2 auf unter 100 g/kWh reduziert wird. Somit beträgt die CO2-Emission weniger als ein Drittel im Vergleich zu erdgasbefeuerten GuD-Kombikraftwerken ohne CCS. Die Energieforscher am Institut für Energietechnik der Technischen Universität Hamburg-Harburg (TUHH) haben Standards entwickelt, mit denen ein objektiver Vergleich von sehr unterschiedlichen Technologien möglich ist. Denn unterm Strich zählen bei der preiswerten Stromerzeugung Wirkungsgrade und Emissionen, die objektiv ermittelt sein müssen, um die richtigen Entscheidungen treffen zu können. Durch den Vergleich unterschiedlicher Kraftwerksprozesse unter einheitlichen Randbedingungen lassen sich deren Wirkungsgrad- und CO2-Vermeidungspotenzial genauer bewerten.
Auswahl der Kraftwerksprozesse
Ausgangspunkte sind der gegenwärtige Stand der Technik fossil befeuerter Kraftwerke sowie die beiden Strategielinien des COORETEC-Konzepts des Bundeswirtschaftsministeriums.
Erstens geht es um wirkungsgradsteigernde Maßnahmen, wie zum Beispiel höhere Prozesstemperaturen und -drücke bei der Verstromung von Braunkohle und Steinkohle in Dampfkraftwerken sowie von Erdgas in einem Kraftwerk, das Gas- und Dampfturbinen kombiniert (GuD-Kombikraftwerk).
Zweitens befinden sich Technologien in der Entwicklung, bei denen Kohle verstromt und dabei gleichzeitig der größte Teil des entstehenden CO2 abgetrennt wird, um es anschließend unterirdisch und somit nicht klimarelevant zu speichern. In der Variante des Oxyfuel-Kraftwerks verbrennt man Kohle mit reinem Sauerstoff ohne den sonst in der Verbrennungsluft vorhandenen Stickstoff, wodurch das CO2 im Rauchgas in hoher Konzentration vorliegt. Das Auswaschen von CO2 aus den Rauchgasen nach der Verbrennung wird als Post Combustion Capture bezeichnet (PCC oder auch CO2-Rauchgaswäsche). Die CO2-Abtrennung nach einer Kohle-Vergasung schließlich scheidet Kohlenstoff in Form von CO2 vor der eigentlichen Verbrennung ab und ist daher ein Pre Combustion Capture Prozess, der auf dem Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) basiert.
Der für die Oxyfuel-Technik benötigte Sauerstoff wird durch Zerlegung der Luft mittels Tieftemperaturdestillation in sogenannten kryogenen Luftzerlegungsanlagen bereitgestellt. Als mögliche Alternative dazu wurden auch Luftzerlegungsprozesse auf Grundlage von Hochtemperaturmembranen betrachtet. Bei der Abtrennung von Sauerstoff per Membran besteht noch größerer Forschungsbedarf als bei den übrigen untersuchten Abtrennverfahren, die bis 2020 zur Verfügung stehen sollen. In ihrem Projekt haben die Harburger Forscher verschiedene Varianten dieser Luftzerlegungsverfahren untersucht.
Das Problem der Vergleichbarkeit
Bei den vorbereitenden Recherchen zur Durchführung des Vergleichs, bei denen unter anderem über 1.700 Literaturquellen gesichtet wurden, stellte sich heraus, dass die meisten bisherigen Untersuchungen mit z. T. deutlich unterschiedlichen Randbedingungen und Annahmen durchgeführt wurden. Während manche Studien zum Beispiel für nordeuropäische Umgebungsbedingungen angefertigt wurden, gehen andere von thermo- dynamisch ungünstigeren, höheren Umgebungstemperaturen aus. Andere schätzen etwa die Wirkungsgrade vergleichbarer Turbinen deutlich unterschiedlich ein. Daher galt es, Annahmen und Randbedingungen einheitlich festzulegen – in enger Zusammenarbeit mit Anlagenherstellern und weiteren Forschungseinrichtungen.
Abb. 1 gibt einen vereinfachenden Einblick, welche Vielfalt von Definitionen in die Modellierung des Gesamtprozesses eines Kraftwerks einfließt. Unter der Voraussetzung gleicher Rechenverfahren bei der Simulation beeinflusst ihre Wahl die Spannbreite und die Realitätsnähe der Ergebnisgrößen. Die Gleichsetzung der angenommenen Lufttemperatur und Luftfeuchtigkeit der Umgebung sind ebenso entscheidend wie die Brennstoffzusammensetzung oder die verwendete Formel zur Berechnung des Wirkungsgrades.
Abb. 1: Zusammensetzung des Gesamtprozessmodells für Kraftwerke nach hierarchischer Detaillierungsebene.
© TUHH
Für die vergleichenden Untersuchungen von Wirkungsgraden und spezifischen CO2-Emissionen haben die Forscher der TUHH für alle Dampfkraftwerksprozesse die gleiche Bruttoleistung von 1.100 Megawatt zugrundegelegt und dann über 72 Parameter einheitlich vergleichbar definiert. Für Gasturbinen waren 30 Parameterfestlegungen notwendig. So mussten charakteristische Temperaturen und Drücke ebenso definiert werden wie unterschiedliche Druckverluste und elektrische Eigenbedarfe der einzelnen Komponenten. Das Spektrum geht von Parametrierungen der Dampferzeuger und Turbinen über Pumpen, Gebläse, Verdichter, elektrische Antriebe und Generatoren. Die Festlegungen umfassen zum Beispiel Details wie den elektrischen Eigenbedarf der Kohlemühlen und den Wassergehalt des Kohlestaubs oder gehen hin bis zu Temperaturen und Druckverlusten bei der Sauerstoffbereitstellung durch Hochtemperaturmembranen.
Nachdem die Forscher den Stand der Technik bei kohlebefeuerten Dampfkraftwerken in Basismodellen mit den zugehörigen Parametern festgelegt hatten, errechneten sie in der Simulation die jeweiligen Wirkungsgrade und CO2-Emissionen. Anschließend erfolgten gleiche Simulationen für die wirkungsgradsteigernden Maßnahmen wie das Anheben der Frischdampfparameter (Druck und Temperatur) und bei Braunkohle das Vortrocknen mit Hilfe einer Dampfwirbelschichttrocknung, die Abwärme nutzt (brüdenbeheizt). Ebenso wurde die neueste Gasturbinenentwicklung für Gas- und Dampfturbinenkombikraftwerke simuliert. Schließlich folgten die aktuell diskutierten Kraftwerksprozesse mit CO2-Abtrennung.
Für die Untersuchungen haben die Forscher die Kraftwerksprozesse mit einem geringen Integrationsgrad modelliert, wie sie bei der Verwirklichung der Prozesse vermutlich zunächst gewählt würden, sodass keine hochoptimierten Verfahren untersucht wurden. Ferner mussten bei der Wahl der Parameter der Prozessmodelle Kompromisse zwischen Vergleichbarkeit und Realitätsnähe geschlossen werden.
Zitat des Projektleiters
„Zur Beurteilung neuer Kraftwerksprozesse werden aufgrund fehlender praktischer Erfahrungen Simulationsrechnungen durchgeführt. Die dabei erzeugten Ergebnisse sind in großem Maß abhängig von den verwendeten Randbedingungen und Annahmen. Hauptziel des Projektes war es daher, durch eine allgemeingültige Vorgabe von gleichen Randbedingungen und Annahmen die Basis für einen seriösen und realistischen Vergleich von unterschiedlichen Kraftwerksprozessen zu schaffen. Von dieser Basis können nun in Zukunft neue Kraftwerksprozesse objektiver miteinander verglichen werden.“
In Abb. 2 und 3 werden die Untersuchungsergebnisse für eine Auswahl von zehn wesentlichen Kraftwerksprozessen gezeigt. Die Forscher der TUHH haben noch weitere Prozessvarianten unterschieden. Die obigen Diagramme bestätigen bekannte Aussagen über die Wirkungsgrade der betrachteten Technologien. Die elektrischen Wirkungsgrade der erdgasbefeuerten GuD-Kraftwerke liegen um rund 15 %-Punkte über denen moderner Kohlekraftwerke. Wenn wiederum in einem Kohlekraftwerk die Dampftemperatur von 600 auf 700 °C erhöht wird, zeigen die Ergebnisse der Simulationsrechnungen zum Beispiel sehr genau, dass der Wirkungsgrad um bis zu ca. drei Prozentpunkte steigt.
Abb. 2 vergleicht die emittierte CO2-Masse je Kilowattstunde (kWh) Nettostromerzeugung. Bei den Prozessen mit CO2-Abtrennung ist zusätzlich die zu speichernde CO2-Menge farbig abgesetzt dargestellt. Durch die beispielhaft eingezeichnete Differenz zwischen den Emissionen des steinkohlebefeuerten Referenzdampfkraftprozesses auf Basis der 600 °C-Technik und der gewählten CCS-Technologie können die spezifisch vermiedenen CO2-Emissionen abgelesen werden, welche mit der effektiven Entlastung der Atmosphäre bei der Stromerzeugung mit CCS gleichzusetzen ist. Im direkten Vergleich der Stromerzeugung beträgt sie im eingetragenen Beispiel ca. 670 g/kWh bzw. rund 88%. Gleichzeitig ist die zusätzlich produzierte CO2-Menge aufgrund der Wirkungsgradeinbußen (im Beispiel: 8%-Punkte) durch die CO2-Abtrennung abzulesen (im Beispiel: ca. 160 g/kWh).
Der Vergleich der elektrischen Wirkungsgrade in Abb. 3 zeigt deutlich, dass alle Kraftwerksprozesse mit CO2-Abtrennung gegenüber der bisherigen Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen einen deutlich höheren elektrischen Eigenbedarf haben. Diese und andere mit der CCS-Technik einhergehenden Wirkungsgradeinbußen reduzieren den Nettowirkungsgrad je nach gegenübergestellten kohlebefeuerten Technologien um ca. 10 Prozentpunkte.
Vergleichsbasis weiter nutzen
Die Ergebnisse dieses Projekts der TUHH können als Basis für die Durchführung weiterer simulationsbasierter Prozessbetrachtungen in Forschungsprojekten der Kraftwerkstechnik dienen. Dadurch würde zukünftig die Vergleichbarkeit der verschiedenen Kraftwerksprozesse verbessert. Die von den Harburgern entwickelte Herangehensweise ermöglicht es, andere Schlüsseltechnologien auf analoge Weise zu untersuchen und mit bereits bekannten Technologien objektiv zu vergleichen. Aber zunächst müssen sich die vorgeschlagenen Parameter und Simulationsverfahren im praktischen Umfeld bewähren. Stellt sich die neue Vergleichsmethodik als prinzipiell brauchbar heraus, könnte sie als Grundlage einer Richtlinie dienen, welche den für die Nachvollziehbarkeit erforderlichen Dokumentationsaufwand von Randbedingungen, weiteren Eingangsparametern und mathematisch/ physikalischen Teilmodellen vereinfacht. Die Methode lässt sich auf jeden zukünftigen energetischen Vergleich von Technologien der Kraftwerkstechnik übertragen, die auf den bekannten Grundprozessen aufbauen.
Strukturwandel des Strommarktes
In Deutschland wächst der Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien. Bis zum Jahre 2030 soll mehr als jede dritte Kilowattstunde aus erneuerbaren Energieträgern wie Wind, Biomasse und Wasser kommen. Selbst wenn sich dieser Anteil gegenüber heute also verdoppelt, bleibt die Frage: Woher kommt der restliche Strom? Die Antwort wird durch ein weiteres Ziel erschwert: Innerhalb der nächsten 10 Jahre will Deutschland ferner die Emissionen des „Klimagases“ Kohlendioxid um 40% gegenüber 1990 senken. Eine Antwort darauf können hocheffiziente, CO2-arme Kraftwerke für fossile Energieträger wie Kohle und Gas sein. Diese stellen den flexiblen Ersatz dar, wenn die Erträge erneuerbarer Energien wegen natürlicher Schwankungen fehlen. Fossile Kraftwerke werden häufig als „Brückentechnologien“ bezeichnet, die einerseits Altanlagen ersetzen und andererseits die Versorgung mit Ökostrom ausgleichen können.
Würde es gelingen, bei gleicher Stromerzeugung den mittleren Wirkungsgrad der deutschen Kraftwerke um nur 2 Prozentpunkte anzuheben, entspricht dies rechnerisch etwa der Größenordnung von einem Zehntel der CO2-Emissionen des Straßenverkehrs. Die Forschung hat es seit 1985 geschafft, den Wirkungsgrad modernster Kraftwerkstechnologien um über 20% anzuheben. Unter Beteiligung von Wirtschaft und Wissenschaft hat das Förderkonzept COORETEC des Bundesministeriums für Wirtschaft seit 2004 eine ganze Reihe von Technologien entwickelt, um die Effizienz von Kraftwerken weiter zu steigern oder das CO2 im Kraftwerksprozess abzutrennen und geologisch zu speichern. Die neuen Kraftwerkstechnologien sind nicht nur Angebote für die deutsche Stromversorgung. Der deutsche Anteil an der weltweiten Stromerzeugung wird langfristig unter 1% schrumpfen. Neuartige Kraftwerkstechnik für den Weltmarkt zu entwickeln, liefert nicht nur einen Beitrag zur Wettbewerbsfähigkeit der exportorientierten, deutschen Wirtschaft, sondern bietet gleichzeitig die Chance, die ehrgeizigen, globalen Klimaziele zu erreichen. Um den Temperaturanstieg des Erdklimas auf 2 °C zu begrenzen, müssen die CO2-Emissionen überall auf der Welt schnell und deutlich heruntergeführt werden. Die Weltbevölkerung wächst und wird 2050 voraussichtlich 9 Mrd. Menschen betragen. Damit steigt auch die Nachfrage nach Energie, insbesondere nach Strom. Solange die Vorräte von Kohle und Erdgas weltweit zu günstigen Preisen zu haben sind, werden fossile Kraftwerke ihren Anteil an der Stromproduktion eher ausbauen als senken. Vergleichende Forschung ermöglicht hier die optimierte Auswahl zwischen energieeffizienten, ökonomischen und flexiblen Technologien.
