Pictures of the Future      Frühjahr 2008

Ultraheiße Energiefabriken

50 % Wirkungsgrad mit 700 °C Dampftemperatur – die Kohlekraftwerke der Zukunft sollen die Umwelt entlasten, stellen aber hohe Anforderungen ans Material, speziell in der Dampfturbine.

Im Werkstofflabor auf dem Gelände der Siemens-Division Fossil Power Generation in Mülheim an der Ruhr sterben Metalle einen langsamen Tod. Gewichte ziehen unerbittlich an Stäben aus neuen Legierungen. Materialermüdung und Korrosion verlaufen im Zeitraffer. Hans Hanswillemenke deutet auf eine Apparatur hinter einer Plexiglasscheibe, wo ein dünnes Stäbchen, zwischen zwei Klemmen gespannt, dunkelrot glimmt: "Das reißt in ein paar Tagen", prophezeit der Werkstofftechniker. Der Versuch ist unerbittlich – und das ist auch gut so. Denn besser die Metalle versagen im Labor, als später, wenn sie zu meterdicken Dampfturbinenwellen geschmiedet Temperaturen von 700 °C und enormen Fliehkräften ausgesetzt sind.

Das Metall-Martyrium ist die Vorbereitung fürs Kohlekraftwerk der Zukunft. Das soll deutlich effizienter werden, um möglichst wenig Brennstoff zu verbrauchen und das Klima nicht über Gebühr zu belasten. Der Handlungsbedarf ist groß: Im Schnitt verbrauchen die Kohlekraftwerke der Welt pro erzeugter Kilowattstunde 480 g des schwarzen Goldes und pusten zwischen 1 000 und 1 200 g CO₂ in die Luft, acht Milliarden Tonnen pro Jahr. Eines der effizientesten Kohlekraftwerke der Welt, der Block Waigaoqiao III in China, für den Siemens zwei 1000-MW-Turbinen geliefert hat, verbraucht nur 320 g Steinkohle und stößt damit nur 761 g CO₂ pro Kilowattstunde aus.

Ein vergleichbares Kraftwerk baut Siemens bis 2012 für einen Verbund von 27 Stadtwerken unter Federführung der Trianel Power-Projektgesellschaft am Standort Lünen in Norddeutschland. Doch der Wirkungsgrad von etwa 46 %, der sich mit solchen Kraftwerken erreichen lässt, ist den Mülheimer Turbinenkonstrukteuren und den Kohlekraftwerksbetreibern noch lange nicht genug: 50 % sind das Ziel bis 2015. So ein hocheffizientes Kraftwerk bräuchte nur noch 288 g Kohle pro Kilowattstunde und würde 669 g CO₂ erzeugen. Der Fortschritt wäre enorm: Ein Prozentpunkt mehr Effizienz aller Kohlekraftwerke würde die Atmosphäre jährlich um 260 Mio t CO₂ entlasten.

Martyrium fürs Material. Eine enorme Herausforderung ist allerdings die Belastung des Materials. Ein Blick ins Physikbuch verrät: Bei einer Wärmekraftmaschine – nichts anderes sind Kraftwerke mit fossiler Feuerung – steckt die nutzbare Energie in der Differenz zwischen einer Temperaturquelle und einer Temperatursenke. Mit anderen Worten: Je heißer der Dampf in die Turbine strömt und je kälter er hinten wieder austritt, umso mehr Wärmeenergie können die Schaufeln in Rotationsenergie umsetzen und in den Generator speisen. Damit ist klar: Die Dampftemperatur muss steigen und zwar deutlich – von 600 °C wie in den besten Kraftwerken von heute auf möglichst 700 °C, mit denen im Labor in Mülheim die Metalle malträtiert werden. Nur dann sind 50 % Wirkungsgrad drin. "Die Temperatur ist die alles dominierende Größe", sagt Ernst-Wilhelm Pfitzinger, Projektleiter für die Entwicklung der 700-Grad-Turbine in Mülheim. Doch beim weiteren Drehen an der Temperaturschraube ist Augenmaß gefragt. Die Kunden verlangen von einer Dampfturbine mindestens 200 000 Betriebsstunden, also eine Lebensdauer von über 25 Jahren, weiß Werner-Holger Heine, Leiter des Produktlinienmanagements für Dampfturbinen in Mülheim. "Wir sind sicher, dass wir das mit 700 °C schaffen. Dennoch müssen wir den Nachweis erbringen."

Dass die Konstrukteure so einen großen Sprung von 600 auf 700 °C und zugleich von 285 auf 350 bar Druck wagen, hat vor allem praktische Gründe. "Bei über 600 °C müssen wir sowieso neue Materialien einsetzen, herkömmliche Metalle würden den Temperaturen nicht mehr standhalten", sagt Pfitzinger. "Und diese Materialien wollen wir möglichst gut ausnutzen, also gehen wir gleich bis 700 °C." Der höhere Druck sei notwendig, um den Wirkungsgrad zu optimieren. Ziel sei ein vier Prozentpunkte höherer Wirkungsgrad als bei 600 °C und etwa 6 bis 7 % weniger Brennstoffeinsatz und geringere CO₂-Emissionen.

Ausgeklügelter Metallmix. Mit neuen Materialien meint Pfitzinger die so genannte Nickelbasislegierung, ein raffiniertes Gemisch aus hochfesten Metallen wie Nickel und Chrom und nur noch einer Prise Eisen. Die Legierung ist teuer und kostet nach der aufwändigen Bearbeitung fünf- bis zehnmal mehr als Chromstahl, wie er heute zum Einsatz kommt – kein Pappenstiel in einer Turbine, die etwa 200 t des teuren Metallmixes benötigt.

Um die Materialkosten im Zaum zu halten, wollen die Ingenieure nicht die ganze Turbine aus Nickelbasislegierung bauen, sondern aus einer Kombination von Legierungen – jeweils abgestimmt auf die verschiedenen Temperaturen in der Turbine. So sollen Innen- und Außengehäuse durch eine Schicht kühleren Dampfs thermisch getrennt werden, damit außen bei 550 °C normaler Stahl genügt. Und die meterdicke Welle könnte man aus mehreren Stücken schmieden, sodass nur im heißen Bereich eine Nickelbasislegierung zum Einsatz kommt.

Doch diese Konzepte schaffen neue Herausforderungen, etwa wegen der unterschiedlichen Temperaturausdehnung der Metalle. Und die erforderlichen Guss-, Schmiede-, Fräs- und Prüfverfahren zur Herstellung und Bearbeitung des hitzefesten Materials müssen erst noch entwickelt werden, jedenfalls für tonnenschwere Dampfturbinenteile. Der Bau von Gasturbinen, wo Nickelbasislegierungen schon länger Standard sind, taugt hier nicht als Vorbild – "wir können die Verfahren nicht einfach kopieren", sagt Pfitzinger. Gasturbinen sind vergleichsweise filigran konstruiert und lassen sich mit anderen Verfahren fertigen. Außerdem sind dort nur die Temperaturen mit über 1 400 °C sehr hoch, die Drücke dagegen sind mit etwa 20 bar gering.

Von 600 auf 700 °C – den großen Schritt beim Wirkungsgrad müssen die Ingenieure bei der Entwicklung in mehrere kleine Schritte zerlegen. Ein Hersteller allein kann diese Aufgabe nicht stemmen. Deshalb haben sich Produzenten, Anlagenbauer und Energieversorger in verschiedenen Konsortien zusammengeschlossen, wo sie die 700-Grad-Technologie vorantreiben:

? COMTES700. Die "Component Test Facility for a 700 °C Power Plant" wird von der Europäischen Union unterstützt, der europäische Fachverband der Strom- und Wärmeerzeuger VGB Power Tech koordiniert ein Dutzend internationale Projektpartner, darunter Siemens. Seit 2005 läuft der fast 30 Jahre alte Block F des E.ON-Kohlekraftwerks Scholven in Gelsenkirchen mit Komponenten, die einmal in einem 700-Grad-Kraftwerk zum Einsatz kommen sollen. So arbeiten eine Kesselversuchsanlage, Frischdampfleitungen und einige weitere Komponenten seither bei 700 °C, darunter auch ein Turbinenventil aus Nickelbasislegierung von Siemens. Die alte Turbine bekommt davon nichts mit – um sie zu schonen wird der Dampf nach Durchlaufen der Teststrecke wieder auf 520 °C abgekühlt. Siemens-Experte Dr. Holger Kirchner ist mit den bisherigen Ergebnissen zufrieden. "Die Überprüfung des Ventils kürzlich war sehr positiv." Der Test soll noch bis 2009 dauern.

? NRWPP700. Die "Nordrhein-Westfalen Power Plant 700 °C" ist eine Pre-Engineering-Studie von zehn europäischen Energieversorgern. In diesem Projekt wird nichts gebaut und nichts getestet, im Fokus stehen technische Konzepte für das Design von Kessel, Rohrleitungen und Komponenten eines 500-MW-Kraftwerks sowie eine Abschätzung der technischen und wirtschaftlichen Übertragbarkeit auf kommerzielle Steinkohle- und Braunkohleanlagen der 1000-MW-Klasse.

? 50plus. Basierend auf den Ergebnissen der Vorprojekte will E.ON das erste "echte" 700-Grad-Kraftwerk im Jahr 2014 in Wilhelmshaven in Betrieb nehmen. Um die magische Marke von 50 % Wirkungsgrad sicher zu überspringen, stattet E.ON das Kraftwerk mit einer Vorheizung der Verbrennungsluft und einer Kühlung mit Meerwasser aus, das effektiver kühlt – daher der Standort Wilhelmshaven. Der Bau des 500-MW-Blocks soll bereits 2010 starten.

Wirtschaftlich ist ein 700-Grad-Kraftwerk aber noch nicht. Heute kostet ein Kraftwerk der 600 °C/800-MW-Klasse in Deutschland über 1 700 € pro Kilowatt. 50plus kostet 1 Mrd. €, was die Kosten auf 2 000 €/kW treiben wird. 50plus ist deshalb vor allem als Demo-Anlage für künftige Kraftwerke aus Serienfertigung gedacht. "Wo es unwirtschaftlich wird, hören die Wünsche der Kunden auf", weiß Werner-Holger Heine. Doch angesichts steigender Rohstoffpreise und CO₂-Abgaben werden sich mit dem höheren Wirkungsgrad die schätzungsweise 10 bis 15 % höheren Kosten eines 700-Grad-Serienkraftwerks einsparen lassen.

Wettbewerb der Konzepte. Im Wettbewerb steht die 700-Grad-Technologie beispielsweise zu IGCC-Kraftwerken, bei denen Kohle – aber auch andere Brennstoffe wie Öl oder Asphalt – in ein Synthesegas verwandelt werden und ein Gas- und Dampfturbinenkraftwerk speisen (Pictures of the Future, Frühjahr 2007, Kraftwerke ohne Schadstoffe). "Heute erreichen wir mit modernen Gasturbinen Wirkungsgrade bis 46 %, bis 2020 sind mit unserer H-Klasse-Gasturbine ohne CO₂-Abscheidung Effizienzsteigerungen bis 51 % möglich", sagt Lothar Balling, Leiter des Geschäftsbereichs Dampfkraftwerke und Emerging Plant Solutions bei der Siemens-Division Fossil Power Generation in Erlangen.

Einige wenige IGCC-Anlagen gibt es schon, etwa Kohlevergasungsanlagen, die in Raffinerien arbeiten und wasserstoffreiches Synthesegas für chemische Prozesse erzeugen. Die IGCC-Kraftwerke zur Stromerzeugung, wie sie Siemens derzeit weiterentwickelt, sind gegenüber herkömmlichen Kohlekraftwerken jedoch wirtschaftlich noch im Nachteil. Richtig wettbewerbsfähig kann IGCC werden, wenn CO₂ einen Wert bekommt – entweder über eine CO₂-Steuer oder durch andere Erlöse, beispielsweise durch die Verpressung in alte Ölfelder, durch die deren Ausbeute weiter erhöht wird.

Die Technologie der CO₂-Abscheidung aus Synthesegas hinter einer Vergasung ist heute bereits vorhanden und wird in der Petrochemie eingesetzt. Damit können Abscheideraten von über 85 % erreicht werden – das entspricht Emissionen von unter 100 g CO₂ pro Kilowattstunde. Zusammen mit E.ON entwickelt Siemens auch ein Verfahren zur CO₂-Abscheidung hinter konventionellen Kraftwerken. Mit dieser Technologie können zukünftig bestehende und neue Kraftwerke ausgerüstet werden. Die Entwicklung effizienterer Kohlekraftwerke dürfte also ein spannender Wettlauf unterschiedlicher Konzepte werden – Siemens wird in jedem Fall dabei sein.

Was bringt die Zukunft? "Das hängt nicht nur von der technologischen Entwicklung ab, sondern auch von Politik und Gesetzgebung, weil die Entwicklung und die Umsetzung der innovativen Konzepte zur CO₂-Minderung eine Förderung benötigen", so Lothar Balling. Das sich abzeichnende "Namensproblem" werden die Kraftwerksbauer sicher leichter lösen. Weil bei Drücken über 221 bar Wasser direkt in Dampf übergeht, nannten die Konstrukteure die Kraftwerke moderner Bauart nach diesem physikalischen Phänomen "überkritisch" – was nicht nur unnötigerweise bedrohlich klingt, sondern Klimmzüge bei der Namensfindung erfordert. Bei Temperaturen von 600 bis 620 °C spricht man zudem von ultra-superkritisch. Für weiter in der Ferne liegende Kraftwerke gibt es noch keine Bezeichnungen. Mit der nächsten Kombination aus hyper, ultra oder super will sich Werner-Holger Heine erst einmal nicht beschäftigen. "Spekulationen über Kraftwerke mit 760 oder gar 800 °C Dampftemperatur haben derzeit höchstens Unterhaltungswert."
                                                                                                               Bernd Müller