Pictures of the Future      Frühjahr 2008

Die Kohlendioxid-Fänger

Der Brennstoff Kohle wird weltweit auf lange Sicht Eckpfeiler der Energieversorgung bleiben. Neue Technologien sollen die Kraftwerksabgase vom Klimagas Kohlendioxid befreien – und damit einen entscheidenden Beitrag zum Umweltschutz leisten.

Der Brennstoff Kohle erlebt derzeit geradezu einen Boom. Die Gründe: Die Erdbevölkerung und ihr Energiehunger wachsen rasant, und viele Länder verfügen über eigene umfangreiche Kohlereserven, was sie – auch politisch – unabhängig von anderen Energiequellen macht. Außerdem weist der Kohlemarkt eine hohe Preisstabilität auf. Während sich die Preise für Rohöl und Erdgas in den vergangenen drei Jahren verdoppelten, erhöhte sich der Steinkohlepreis nur um 20 %. Der Nachteil dieser Entwicklung ist evident: Pro erzeugter Kilowattstunde sind die CO₂-Emissionen von Kohlekraftwerken nahezu doppelt so hoch wie bei erdgasbefeuerten GuD-Anlagen.

Dennoch kann die Weltwirtschaft auf Kohle nicht verzichten: 40 % des weltweit erzeugten Stroms kommen heute aus kohlebefeuerten Anlagen – in China sind es über 70 %. Im Jahr 2006 gingen allein im Reich der Mitte 174 Kohlekraftwerke der 500-MW-Klasse ans Netz. Falls sich die internationalen Rahmenbedingungen nicht ändern, wird der Kohleverbrauch weltweit zwischen 2005 und 2030 um 73 % wachsen, schätzt die Internationale Energieagentur (IEA).

Umso mehr stehen Hersteller von Kraftwerken und Energieversorgungsunternehmen in der Pflicht, Kohlekraftwerke möglichst umweltschonend zu gestalten und zu betreiben. "Um die CO₂-Emissionen zu senken, gilt es zum einen, die Effizienz im bestehenden Kraftwerkspark und bei Neuanlagen zu steigern, und zum anderen, Kohlendioxid aus Kraftwerken abzutrennen und sicher zu lagern", sagt Dr. Christiane Schmid vom Business Development der Siemens Fuel Gasification Technology GmbH in Freiberg, die zur Siemens-Division Fossil Power Generation gehört.

Bereits seit einigen Jahren laufen Bemühungen weltweit auf Hochtouren, die so genannte Carbon Capture and Storage (CCS) Technologie umzusetzen (CO₂-Speicherung). Bei der Verstromung von Kohle gibt es abhängig vom eingesetzten Kraftwerkstyp drei verschiedene technische Ansätze zur CO₂-Abtrennung:
• die Kohlevergasung in IGCC-Anlagen (das Kürzel IGCC steht für Integrated Gasification Combined Cycle) mit der Abtrennung vor der Verbrennung (Pre Combustion Capture),
• die Abtrennung des CO₂ aus dem Rauchgas hinter einem konventionellen Dampfkraftwerk (Post Combustion Capture)
• und das Oxyfuel-Verfahren für Dampfkraftwerke.

Statt mit Luft, wie in herkömmlichen Dampfkraftwerken, werden Kohle oder Erdgas beim Oxyfuel-Konzept mit reinem Sauerstoff verbrannt. Damit vermeidet man, dass große Mengen Stickstoff, die drei Viertel des Luftvolumens ausmachen, nutzlos durch den Prozess geschleust werden und bei der Verbrennung Stickoxide erzeugen. Das entstehende Rauchgas besteht überwiegend aus Kohlendioxid und Wasserdampf. Durch einfache Abkühlung und Kondensation des Wassers lässt sich das CO₂ dann abtrennen. Um das Verfahren weiterzuentwickeln, betreibt etwa das Energieversorgungsunternehmen E.ON derzeit eine Pilotanlage im englischen Ratcliff. Noch 2008 will Vattenfall am Standort Schwarze Pumpe in der Lausitz, nahe Dresden, eine Pilotanlage nach dem Oxyfuel-Prinzip in Betrieb nehmen, für die Siemens die komplette Leittechnik liefert.

Erprobte IGCC-Technologie. Bei der Technologieentwicklung fokussiert sich Siemens auf die beiden ersten Ansätze, also das Pre und Post Combustion Capture. "Der derzeitige technologische Reifegrad der drei Ansätze ist sehr unterschiedlich. Einzig die IGCC-Technologie ist bereits hinreichend erprobt und für die CO₂-Abscheidung aus Synthesegas gibt es zahlreiche Anwendungsbeispiele in der gasverarbeitenden Industrie", erläutert Schmid. "Wir könnten sofort damit beginnen, eine erste großtechnische Anlage zu bauen, bei der sich CO₂ abtrennen lässt. Schließlich ist Siemens schon seit Jahren aktiv an der Entwicklung optimierter IGCC-Konzepte beteiligt." So entstanden schon in den 1990er-Jahren IGCC-Kraftwerke in Puertollano, Spanien, und Buggenum, Niederlande, bei denen Siemens den Kraftwerksteil lieferte und die Integration der Anlagen begleitete, sowie in Tampa, Florida, und Wabash, Indiana, USA. "Diese Anlagen zeigen die Machbarkeit des IGCC-Konzepts. Die Abtrennung des CO₂ war damals aber noch kein Thema", berichtet die promovierte Verfahrenstechnikerin.

Die Gründe dafür, warum es heute noch kein CO₂-armes Kraftwerk im Großmaßstab gibt, sind vielfältig. Guido Schuld, Geschäftsführer der Siemens Fuel Gasification Technology GmbH, bringt es auf den Punkt: "Es fehlen konkrete rechtliche und politische Rahmenbedingungen, vor allem für die Lagerung des CO₂. Auch die Kostensituation ist für unsere Kunden unklar, denn es lässt sich nur schwer einschätzen, wie teuer IGCC mit CO₂-Abtrennung tatsächlich sein wird." Aufgrund all dieser Unsicherheiten dürfte es noch einige Jahre dauern, bis es das erste IGCC-Kraftwerk mit CO₂-Abtrennung geben wird. Deutsche Unternehmen sind hier dabei, eine Vorreiterrolle einzunehmen.

Der Energieversorger RWE plant für 2014 die Inbetriebnahme einer 360-MW-Anlage und veranschlagt für den Bau 1 Mrd. €. Jedes Jahr sollen dort künftig 2,3 Mio t CO₂ abgespalten und in leeren Gasfeldern oder Aquiferen eingelagert werden. In den USA ist das deutsche Energieversorgungsunternehmen E.ON eines von zwölf Mitgliedern der weltweiten FutureGen-Initiative, die bis 2012 eine 275-MW-Anlage realisieren will. Das Kraftwerk soll mindestens 1 Mio t CO₂ pro Jahr in tiefen salinen Aquiferen einlagern. E.ON UK erwägt ebenfalls den Bau eines IGCC-Kraftwerks mit CO₂-Abtrennung – und zwar an einem küstennahen Standort. Solche Standorte bieten die Möglichkeit, CO₂ in Erdöllagerstätten in der Nordsee zu speichern und auf diese Weise zugleich die Erdölförderung zu verbessern.

"In IGCC-Kraftwerken ohne CO₂-Abtrennung lässt sich mit unserer Technologie zukünftig ein Wirkungsgrad von über 40 % erreichen", konstatiert Schuld. "Bei IGCC-Anlagen mit CO₂-Abtrennung liegt der Wirkungsgrad generell niedriger. Aus wirtschaftlichen Gründen ist unseren Kunden zudem eine hohe Verfügbarkeit der Anlage sehr wichtig. Deshalb durchlaufen unsere neuen Technologien eine ausgedehnte Testphase, bevor wir sie am Markt anbieten", sagt Schuld, der als IGCC-Schlüsseltechnologien den Vergaser und die Gasturbine nennt. Beide zählen heute zum Siemens-Portfolio, die Vergasertechnologie seit Mitte 2006. Denn zu diesem Zeitpunkt übernahm Siemens "ein wahres Juwel", so Schuld: die heutige Siemens Fuel Gasification Technology GmbH im sächsischen Freiberg nahe Dresden, die bis 1990 zum Deutschen Brennstoffinstitut gehörte.

Um Lausitzer Braunkohle nutzen zu können, erteilte die damalige DDR-Regierung bereits Anfang der 1970er-Jahre den Auftrag, dort eine entsprechende Vergasertechnologie zu realisieren. Damals kristallisierte sich das so genannte trockene Einspeisesystem als Ideallösung heraus – was sich heute als entscheidender Wettbewerbsvorteil entpuppt. Denn mit diesem Verfahren lassen sich nahezu alle Kohletypen für die Vergasung nutzen.

Alternativ lässt sich die Kohle in einer wässrigen Emulsion in den Vergaser eindüsen, das heißt, der aufgemahlene Brennstoff muss zuvor mit Wasser vermischt werden. "Diese Technologie eignet sich zwar für teure Anthrazit- und Steinkohlen, aber zum Beispiel überhaupt nicht für Braunkohle oder andere Kohlen mit geringem Brennwert", erläutert Schuld. "Doch gerade diese minderwertigen Kohlen stehen in Zukunftsländern wie China und Indien, aber auch in Amerika und Australien in großer Menge zur Verfügung. Die Nachfrage nach der Siemens Vergasertechnologie ist daher von Kunden aus diesen Ländern besonders hoch."

^{CO₂-Testanlage in Frankfurt: Hier untersuchen Siemens-Experten die CO₂-Abtrennung aus Rauchgas. Dabei wird das CO₂ in einem Absorber (unten) an ein spezielles Waschmittel gebunden und somit entfernt}

Für viele Kohletypen geeignet. Wie groß dieser Wettbewerbsvorteil ist, wird noch deutlicher, wenn man sich die Nutzungsdauer für ein IGCC-Kraftwerk anschaut. "Entscheidet sich der Kunde für eine Vergasungsanlage, hat er die damit verbundenen Kosten für eine Laufzeit von 20 bis 25 Jahren einkalkuliert. Ein Festpreis-Liefervertrag für den Brennstoff Kohle lässt sich heutzutage allerdings lediglich für wenige Jahre abschließen. Woher die Kohle anschließend kommt, welcher Kohletyp dies dann sein wird und zu welchem Preis, kann niemand im Voraus berechnen", hebt Schuld hervor. "Mit unserer Technologie ist der Kunde über die komplette Anlagen-Lebensdauer auf der sicheren Seite, weil eine große Bandbreite der weltweit verfügbaren Kohlen genutzt und je nach Preis eingekauft werden können."

Am Siemens-Standort Freiberg testen die Experten gegenwärtig, wie sich die unterschiedlichsten Kohlensorten im Vergaser verhalten, wie die Schlackebildung im Reaktor ist und wie man den Vergaser vor den hohen Brenntemperaturen schützen kann. "Mit unserer Versuchsanlage haben wir eine weltweit einzigartige Einrichtung, um mit den Kunden vorab die Rahmenbedingungen für ihre geplante Anlage festzulegen", sagt Schuld. Aber nicht nur das Verhalten der Brennstoffe wird in Freiberg überprüft. Auch der Vergaser selbst wird weiterentwickelt, um die Technologie ideal an künftige Marktanforderungen anzupassen. "Neben IGCC-Anlagen ist die Vergasungstechnologie auch in der chemischen Industrie im Einsatz", fasst Schuld zusammen. "Aus dem Synthesegas lassen sich nämlich auch Chemieprodukte wie Ammoniak, Methanol oder Dimethylether oder synthetische Brennstoffe wie Diesel und synthetisches Erdgas erzeugen. Aktuell leiden nicht nur Stromproduzenten unter den gestiegenen Rohstoffpreisen für Öl und Gas. Weltweit werden deshalb alternative Brennstoffe wie Kohle, aber auch Biomasse untersucht."

Im Bereich Chemie kann die heute 70 Mitarbeiter zählende GmbH seit 1984 mit einer großtechnischen Referenz aufwarten: Die 200-MW-Anlage (thermische Leistung) am Standort Schwarze Pumpe wurde zunächst zur Vergasung von Braunkohle genutzt, nach der Wiedervereinigung wurde die Anlage dann letztlich für die Umwandlung von industriellen Reststoffen in Methanol eingesetzt. "Unser Ziel ist es, eine Referenz der 500-MW-Klasse zu schaffen, damit unsere Kunden noch mehr Vertrauen in diese Technologie haben, um dann gemeinsam mit uns die nächste Vergasergeneration zu realisieren", sagt Christiane Schmid. In der chinesischen Provinz Ningxia werden ab 2009 für die Shenhua Ningxia Coal Industry Group fünf 500-MW-Vergaser in Betrieb gehen, um aus Kohle Polypropylen zu machen. Dies wäre weltweit die größte Anlage ihrer Art. Jeden Tag sollen dann 2 000 t Kohle pro Vergaser umgesetzt werden.

Die Flugstromvergasung geschieht in einem zylindrischen Reaktionsraum bei Temperaturen oberhalb des Ascheschmelzpunkts der Kohle. Der feingemahlene Brennstoff wird zusammen mit Sauerstoff und bei Bedarf Dampf über einen Brenner am Kopf des Reaktors eingebracht und innerhalb weniger Sekunden in Rohsynthesegas umgesetzt, das hauptsächlich aus CO, H₂, CO₂ und H₂O besteht. Ein Teil der flüssigen Schlacke erstarrt an der gekühlten Reaktionsraumwand und bildet dadurch eine Schutzschicht. Im Quenchraum unterhalb des Reaktionsraums werden Synthesegas und flüssige Schlacke durch Injektion von Wasser abgekühlt. Das erstarrte Schlackegranulat wird am Fuß des Quenchraums über eine Schleuse ausgetragen.

Bei der CO₂-Wäsche können bei niedrigen Temperaturen 90 % des im Rauchgas enthaltenen CO₂ in einem Absorber an ein CO₂-Waschmittel, also eine spezielle Flüssigkeit, gebunden und dadurch entfernt werden. "Anschließend befreien wir das CO₂-beladene Waschmittel in einem Desorber durch Temperaturerhöhung vom Klimagas und führen das regenerierte Waschmittel wieder zum Absorber. Dort beginnt der Kreislauf von Neuem", erklärt der promovierte Chemieverfahrenstechniker, der sich früher bei Henkel, dann bei Hoechst und der ausgegliederten Axiva mit Rauchgaswäschen aller Art beschäftigte. Seinen langjährigen Erfahrungsschatz bringt er seit der Übernahme der Axiva im Jahr 2000 bei Siemens ein.

In einer Laboranlage am Standort Industriepark Frankfurt Höchst untersuchen er und sein Team intensiv seit drei Jahren CO₂-Waschmittel, die CO₂ besonders gut binden und bei Temperaturerhöhung wieder abgeben sowie in der Rauchgasatmosphäre stabil bleiben. "In unserem Labor können wir die verschiedensten Gase mischen und die Bedingungen unabhängig vom Kraftwerksbetrieb variieren. So lässt sich etwa die Auswirkung von Schwefeldioxid auf die CO₂-Wäsche ebenso untersuchen wie der Sauerstoff-Einfluss", sagt Schneider. "Dank unserer Laboranlage können wir alle Einzelaspekte der CO₂-Wäsche gut analysieren. Das Resultat: Unser neues chemisches CO₂-Waschverfahren hat einen geringen Waschmittelschlupf in das Rauchgas und einen niedrigeren Eigenenergiebedarf als bisherige Prozesse. Gestützt wird dies durch die optimale Integration des Waschprozesses in die Gesamtanlage des Kraftwerks durch die Anlagenplaner in Erlangen.

"Vor dem großtechnischen Einsatz. Gemeinsam mit E.ON will Siemens das neue Verfahren vorantreiben, um fossil befeuerte Kraftwerke möglichst schnell klimafreundlicher zu gestalten. Zunächst liegt der Fokus auf Stein- und Braunkohlekraftwerken. Für Erdgaskraftwerke ist später eine adaptierte Variante geplant. Bereits 2010 könnte das Verfahren in einer Pilotanlage unter realen Bedingungen in einem E.ON-Kohlekraftwerk verifiziert werden. "Die Herausforderung besteht darin, einen hohen Wirkungsgrad zu erhalten und negative Einflüsse auf die Umwelt durch schädliche Waschmittelemissionen zu vermeiden, die in Spuren im gereinigten Rauchgas enthalten sein können", konstatiert Schneider. "Unser Ziel ist, das neue Verfahren zur CO₂-Abscheidung bis 2020 für den großtechnischen, kommerziellen Einsatz weiterzuentwickeln."

Dank Oxyfuel, Pre und Post Combustion Capture werden also bereits im nächsten Jahrzehnt Technologien zur Verfügung stehen, die es erlauben, Kohle zu verbrennen und dennoch kein schlechtes Umweltgewissen haben zu müssen.
                                                                                                           Ulrike Zechbauer