SIEMENS

Nördlich von Los Angeles, nahe der kalifornischen Stadt Bakersfield, steht eine Pilotanlage voller Raketentechnologie. Der deutschstämmige Raumfahrtpionier Rudi Beichel, der den USA bei der Eroberung des Mondes geholfen hat, arbeitete hier lange an Raketentriebwerken. Doch in einem Alter, in dem sich die meisten seiner Altersgenossen zur Ruhe setzen,stellte er sich einer neuen Herausforderung: Mit fast achtzig Jahren entschloss er sich, ein fossilbefeuertes Kraftwerk zu entwickeln, das emissionsfrei Strom produziert.

1993 gründete Beichel hierfür die Firma „Clean Energy Systems“ (CES). Die Früchte seiner Arbeit erlebt er allerdings nicht mehr, da er sechs Jahre später starb. Heute, im Jahr 2010, hat CES eine Brennkammer fertig gestellt, die verschiedenste Brennstoffe für ein 50-Megawatt(MW)-Testkraftwerk verfeuern kann. Das Besondere dabei: Das Kraftwerk bläst kein Kohlendioxid (CO₂) oder andere Abgase in die Luft. Es ist eine der ersten emissionsfreien Anlagen der Welt – und die größte ihrer Art. Die innovative Technologie hat auch das Interesse von Siemens geweckt: „Wir haben uns in den 1990er-Jahren mit ähnlichen Ideen beschäftigt“, sagt Frank Bevc, Direktor für Technikstrategie und Forschungsprogramme bei Siemens Energy in Orlando, Florida. „Wie CES seine Vorstellungen umgesetzt hat, hat uns beeindruckt.“

Die zentrale Neuerung von CES ist das sogenannte „Direct-Oxyfuel-Verfahren“. Während Erdgas wenig Vorbehandlung bedarf, wird der Brennstoff im Fall von Kohle, Koks oder Biomasseerst vergast und dann von Schwefel- oder Ammoniakverbindungen gereinigt. Danach wird das Gas an die Brennkammer weitergeleitet, wo statt Luft reiner Sauerstoff zur Verfeuerung dient. Der Vorteil: Der in der Luft zu drei Vierteln enthaltene Stickstoff muss nicht durch den Brennvorgang geschleust werden. Verbrannt werden in der Brennkammer dann Sauerstoff, Wasserstoff und Kohlenwasserstoffe wie Methan. Das auf diesem Wege entstehende Rauchgas besteht hauptsächlich aus CO₂ und Wasserdampf.

Pilotanlagen von Vattenfall am Lausitzer Standort Schwarze Pumpe oder von E.ON im britischen Ratcliff verbrennen seit kurzem Kohle ebenfalls mit Sauerstoff, doch wird hier das Rauchgas in den Verbrennungsprozess zurückgeführt, um den CO₂-Anteil zu erhöhen und die Temperatur zu kontrollieren (siehe Artikel „Die Kohlendioxid-Fänger“, Pictures of the Future 1/2008). CES verwendet stattdessen Wasser zur Kühlung und höheren Druck, was den Wirkungsgrad für die Stromerzeugung steigert. Der heiße Rauchgasstrom kühlt in der CES-Anlage nach Durchströmung der Turbine mit Hilfe eines Wärmetauschers ab. Dabei kondensiert der Wasserdampf im Rauchgas aus. Zurück bleibt das CO₂, das sich dann abführen lässt. So werden über 99 Prozent des Kohlendioxids aus der Atmosphäre zurückgehalten.

Doch das 50-MW-Kraftwerk sei noch zu klein, um kommerzielle Stromproduktion zu betreiben, sagt der Geschäftsführer von CES, Keith Pronske. „Aber wem Erdgas als Brennstoff zur Verfügung steht und wer CO₂ für die Gas- oder Ölförderung braucht, für den ist die Anlage auch heute schon industriell interessant.“ Denn wenn eine Ölquelle schon fast am Versiegen ist, lässt sich verflüssigtes Kohlendioxid in die Öl führenden Gesteinschichten pumpen. Das erhöht dort den Druck – und hilft, den Ölrest zu fördern.

Was aber reizt Siemens an der CES-Technologie? „Die innovative Brennkammer ergänzt sich hervorragend mit unserer Turbinenexpertise“, sagt Bevc. Deshalb haben Siemens-Ingenieure 2006 in Kooperation mit CES und mit finanzieller Unterstützung des amerikanischen Energieministeriums begonnen, ein 200-MW-Kraftwerk auf Basis der Sauerstoffverbrennung zu entwickeln. Siemens steuert hier das Design einer innovativen Gasturbine bei.

Diese Gasturbine muss mit einem heißfeuchten Umfeld zurecht kommen, das sonst Dampfturbinen vorbehalten ist: Der etwa 1.200 Grad heiße Rauchgasstrom besteht bei 15 bar Druck zu 80 Prozent aus Wasserdampf und 20 Prozent aus CO₂.

Das Gasturbinenmodell SGT 900 ist dafür eigens umgebaut worden – und die Anstrengung der Entwickler zahlt sich in einer hohen Effizienz aus: Weil die Eintrittstemperatur des Gasstroms in die Turbine für ein so feuchtes, unter hohem Druck stehendes Gas sehr hoch sind, steigt die Stromausbeute – für Erdgas auf über 40 Prozent und für vergaste Kohle auf über 30 Prozent. Im Vergleich zum Wirkungsgrad eines modernen Kohlekraftwerks, der ohne CO₂-Abscheidung bei mehr als 40 Prozent liegt, ist das zwar noch bescheiden. Aber Siemens hofft, in der nächsten, nach 2015 entstehenden Turbinengeneration nachzulegen: dann mit einem Wirkungsgrad von etwa 50 Prozent für Erdgas und 40 Prozent für Kohle.

CO₂-Wäscherei. Das ist allerdings nicht der einzige Weg, den Siemens beschreitet, um CO₂ abzutrennen. Neben der Oxyfuel-Methode hat das Unternehmen die Entwicklung so genannter IGCC-Anlagen vorangetrieben. IGCC steht für Integrated Gasification Combined Cycle, also für ein Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk mit integrierter Vergasungstechnologie. Hier lässt sich das Treibhausgas mit Hilfe spezieller Waschverfahren noch vor der Verbrennung aus dem Brenngas abtrennen. Diese Technologie ist inzwischen so ausgereift, dass sie sich im industriellen Maßstab einsetzen lässt. Darüber hinaus entwickelt Siemens derzeit ein effizientes und umweltfreundliches Verfahren für die CO₂-Abtrennung nach der Verbrennung, das sogar bei bestehenden fossilen Kraftwerken nachgerüstet werden kann: Es basiert auf Waschlösungen mit Aminosäuresalzen (siehe Artikel „Der CO₂-Fänger im Kraftwerk“).

„Trotz unserer Eigenentwicklungen halten wir aber permanent Ausschau nach internationalen Partnern wie CES, die uns helfen können, die Technologien weiter voranzutreiben“, sagt Robert Shannon von Siemens Energy in Florida. „Dabei interessieren wir uns auch für experimentelle, potenziell revolutionäre Forschungsansätze."

Hier wurde Siemens beispielsweise am Massachusetts Institute of Technology (MIT) in Cambridge, Massachusetts, fündig. Mit der Universität ist Siemens bestens vertraut, ist das MIT doch eines der Center for Knowledge Interchange (CKI) von Siemens – das sind Universitäten, mit denen das Unternehmen besonders enge Rahmen- und Forschungsverträge vereinbart hat. T. Alan Hatton, Professor für Chemieingenieurwesen, und der MIT-Spezialist für CO₂-Endlagerung, Howard Herzog, wiesen Siemens auf eine Methode hin, mit der das Treibhausgas vermutlich mit einem recht geringen Energieaufwand aus dem Rauchstrom entfernt werden kann – was die Methode kostengünstig macht. 2008 startete ein entsprechendes Kooperationsprojekt.

Der Grundgedanke dieser Zusammenarbeit ist folgender: Bei den meisten Abtrennungsmethoden wird das CO₂ aus dem Rauchgas mit speziellen Waschflüssigkeiten ausgewaschen, aus denen es später durch Erwärmen wieder gelöst wird. Der Prozess ist zwar effektiv, jedoch sehr energieaufwändig. Die Idee Hattons besteht nun darin, das Rauchgas statt durch Waschmittel durch spezielle Salze strömen zu lassen. Im Unterschied zu bekannten Waschmitteln haben diese einen Schmelzpunkt von unter 100 Grad Celsius. Im flüssigen Zustand absorbieren sie CO₂. Lässt man sie mittels eines elektromagnetischen Feldes jedoch in einen semikristallinen festen Zustand übergehen, geben sie das CO₂ wieder ab.

„Damit könnte sich der Energieverbrauch für die CO₂-Abtrennung um 50, wenn nicht sogar um 75 Prozent reduzieren“, sagt Hattons Forschungspartner, Dr. Thomas Hammer von der zentralen Siemens-Forschung Corporate Technology in Erlangen. Allerdings: „Bei dieser völlig neuen Methode können wir erst in frühestens zehn Jahren mit einer kommerziellen Anwendung rechnen.“ Die Mengen, mit denen die Forscher vom MIT und Siemens in ihrem Labor hantieren, sind vorerst noch bescheiden: „Nicht größer als ein Fingerhut“, sagt Hatton.

CO₂ geht in den Untergrund. Gelingt die CO₂-Abtrennung, muss das Gas noch endgelagert werden. Eine Möglichkeit hat CES schon gefunden. Das Unternehmen kaufte das stillgelegte Biomassekraftwerk nahe Bakersfield nicht nur, weil es für seine Bedürfnisse leicht umzurüsten war. Die Anlage sitzt auch strategisch günstig über Gesteinsschichten, die Milliarden Tonnen CO₂ aufnehmen können. Genug, um auf Jahrhunderte die Jahresproduktion des geplanten 200-MW-Kraftwerks aufzunehmen. Aber auch der Verkauf des abgetrennten CO₂ ist eine Option: etwa an die Betreiber von fast erschöpften Erdölfeldern im nahen Umland, die es in die Tiefe pressen, um ihre Fördermengen zu steigern.