Pictures of the Future   Herbst 2007

Vereinte Kraft von Sonne und Erde

Kramer Junction liegt 160 km östlich von Los Angeles und ist, wie der Name sagt, nicht viel mehr als eine Straßenkreuzung mitten in der Mojave-Wüste Kaliforniens. Hier steht das weltweit größte solarthermische Kraftwerk mit 354 MW Leistung. Die Anlage, die mit parabolförmigen Spiegeln Sonnenstrahlen konzentriert und Wasser verdampfen lässt, hat seit 1991 mehr als 12 Mrd. kWh ins Stromnetz eingespeist. Inzwischen hat das Kraftwerk Konkurrenz bekommen, etwa in Boulder City, Nevada, wo die spanische Firma Acciona im Juni 2007 ein 130 ha großes solarthermisches Kraftwerk in Betrieb genommen hat. Auch in Spanien werden derzeit zwei Anlagen gleichzeitig errichtet. Siemens ist in allen Fällen mit dabei: Der Bereich Power Generation (PG) liefert die Dampfturbinen.

In Nevada Solar One stehen Parabolspiegel mit einer Gesamtlänge von 76 km und 219 000 Einzelspiegeln. Sie fangen die Sonnenstrahlen ein und konzentrieren sie auf ein Absorberrohr, den Receiver. Darin zirkuliert ein spezielles Thermo-Öl. Es wird auf knapp 400 °C erhitzt und erzeugt in einem Wärmetauscher im zentralen Kraftwerksblock Wasserdampf. Der wiederum treibt eine Turbine an, die Strom produziert. Mit der installierten Leistung von 64 MW und 134 Mio. kWh pro Jahr können 14 000 US-Haushalte mit Strom versorgt werden. Nach Schätzungen der Firma Schott kostet Strom aus einem solarthermischen Kraftwerk etwa 0,12 €/kWh. Das ist erheblich weniger als Solarzellenstrom – und die Internationale Energieagentur prognostiziert, dass solarthermischer Strom im Jahr 2020 nur noch 0,06 €/kWh kosten wird. Damit wäre er nicht teurer als Strom aus fossilen Quellen. Klimaschonender ist er sowieso: 64 MW installierter Leistung sparen nach dem weltweiten Energiemix (600 g CO₂ pro kWh) etwa 80 000 t an CO₂-Emissionen pro Jahr.

Für Nevada Solar One wie auch für die zwei 50-MW-Anlagen, die 2008 und 2009 in Andalusien in Betrieb gehen sollen, kommen die Dampfturbinen von Siemens. Sie müssen speziellen Anforderungen genügen, denn ein solarthermisches Kraftwerk produziert nur tagsüber Strom und muss jeden Abend herunter- beziehungsweise morgens rasch hochgefahren werden. Außerdem ist der Wasserdampf nicht so heiß wie in einem gewöhnlichen Kraftwerk, weil das Öl nur auf knapp 400 °C erhitzt werden darf, damit es sich nicht zersetzt. Die Turbinen arbeiten deshalb nicht nur mit einer, sondern mit zwei Teilturbinen: einem Hoch- und einem Niederdruck-Teil. "Das ermöglicht einen flexibleren Betrieb der Dampfturbine", erklärt Samuel Fällman von Siemens PG in Schweden. Die erste Turbine hat Siemens 2005 gebaut – mit großem Erfolg. Für neu geplante spanische Solarthermie-Kraftwerke wurden bereits weitere sechs Turbinen verkauft. Siemens ist inzwischen Weltmarktführer.

Zukunftsweisend ist das Direkt-Dampf-Verfahren, bei dem Wasser auf über 500 °C erhitzt wird und in den Rohren verdampft. Damit spart man sich nicht nur das Wärmetauschersystem, sondern auch das toxische Thermo-Öl. Entwickelt und erprobt wird diese Technik vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt. Trotz komplizierterer Strömungsverhältnisse funktioniert das Direkt-Dampf-Verfahren einwandfrei und ist reif für den Einsatz. Auch Siemens-PG-Ingenieure aus Erlangen sind an der Entwicklung beteiligt. Die Abteilung für Innovative Kraftwerkskonzepte untersucht die optimale Einbindung eines Solarfeldes mit Direktverdampfung in den konventionellen Kraftwerksblock. Zusammen mit anderen Maßnahmen kann dieses Konzept langfristig die Strom- entstehungskosten senken. In einigen Jahren soll ein kleines Versuchskraftwerk in Betrieb gehen, das Wasser statt Öl als Wärmeträger nutzt.

Neben der Sonnenenergie birgt die Energie, die in Form von Wärme in der Erde gespeichert ist, ebenso großes Potenzial. Pro 100 m Tiefe, so die Faustregel, steigt die Temperatur um 3 °C: In 3 km Tiefe ist die Erde 80 bis 120 °C heiß, 5 km unter der Oberfläche steigt die Quecksilbersäule sogar auf 130 bis 160 °C. Die dort gespeicherte Energie steht rund um die Uhr zur Verfügung und wird im Prinzip auf zwei Arten genutzt: Beim Hot Dry Rock-Verfahren wird Wasser bei hohem Druck in die Tiefe gepumpt und die Erde selbst als Durchlauferhitzer genutzt. Die hydrothermale Geothermie dagegen nutzt direkt das heiße Wasser aus dem Bohrloch.

In dieser Hinsicht hat es die Erdgeschichte gut gemeint mit Unterhaching: Tief unter dem Ort im Südosten von München fließt heißes Wasser. Unterhachings Bürgermeister Dr. Erwin Knapek wollte damit nicht, wie einige seiner Kollegen aus dem Münchner Umland, ein Thermalbad füllen. Der Physiker ließ ein Fernwärmenetz sowie ein geothermisches Kraftwerk bauen. Mit Hilfe von Siemens Industrial Solutions and Services (I&S) wird die Anlage demnächst ihre ersten Kilowattstunden ins Stromnetz einspeisen und etwa 70 % des Strom- und Wärmebedarfs der gut 22 000 Einwohner Unterhachings abdecken. Damit steht unweit der Stadtgrenze von München das weltweit modernste Geothermie-Kraftwerk.

Eher unspektakulär ragt ein Edelstahlrohr aus dem Boden. In einer gerade einmal zwanzig mal zwölf Meter großen Halle ist das Herzstück der Anlage untergebracht: der kompakte grüne Stromgenerator und der rosafarbene Kondensatbehälter. Verschiedene Rohre durchlaufen das Gebäude: erstens jene für die Fernwärme – von den 150 l an Thermalwasser pro Sekunde werden 25 l dafür abgezweigt. Zweitens die Rohre, die zur Turbine führen, wo der Strom erzeugt wird. Und drittens das Rohr, das das abgekühlte Wasser bei 60 °C wieder zurück in ein 3 km entferntes Bohrloch pumpt, um den Wasserhaushalt unter der Erde im Gleichgewicht zu halten.

Die Farbe Rosa steht für Ammoniak – und darin verbirgt sich das eigentliche Geheimnis der Anlage. Denn die Thermalwasserquelle ist nicht heiß genug, um einen herkömmlichen Wasser-Dampf-Kreislauf zur Stromerzeugung einzusetzen. Deshalb nutzen die Siemens-Ingenieure die nach ihrem russischen Erfinder benannte Kalina-Technik. Das heiße Thermalwasser erwärmt eine Mischung aus etwa 89 % Ammoniak und 11 % Wasser, die bereits bei 50 °C siedet. Das reicht für die Turbine – und im Fall von Unterhaching für eine elektrische Leistung von 3,4 MW. Im Sommer sind es wegen der höheren Außentemperatur etwas weniger, im Winter etwas mehr. Auch wenn der Wirkungsgrad der Anlage wegen vergleichsweise geringer Temperatur und niedrigem Druck bei nur zwölf Prozent liegt – ein Kohlekraftwerk kommt auf gut 40 % –, arbeitet sie rentabel. Denn über das Erneuerbare-Energien-Gesetz wird jede Kilowattstunde mit 0,15 € vergütet. Denn der Öko-Strom kommt der Umwelt zugute: 30 000 t CO₂ wird das Kraftwerk pro Jahr einsparen – das ist die Hälfte der Emissionen, welche die Unterhachinger bislang durch ihren Strom- und Wärmeverbrauch verursachten.

Die nächsten Monate dürften sowohl für die Gemeinde Unterhaching, die immerhin 60 Mio. € in das Projekt gesteckt hat, als auch für die Siemens-Ingenieure spannend werden, denn das Kraftwerk Unterhaching ist ein Prototyp. "Ein erfolgreicher Abschluss dieses Projekts wird eine Motivation für die Umsetzung von weiteren Geothermie-Kraftwerken sein", ist Sameer Joshi, der Verantwortliche für das Geothermie-Geschäft bei I&S, überzeugt. Auch die Bohrung im wenige Kilometer entfernten Sauerlach hat eine üppige Heißwasserquelle zu Tage gefördert. Zudem soll im Sommer 2008 eine weitere Geothermie-Anlage von Siemens im Oberrheingraben fertig gestellt sein. In Deutschland schlummert ein enormes, ungenütztes Potenzial für die bislang vernachlässigte Geothermie. Eine Studie des Bundesumweltministeriums schätzt, dass die Geothermie im Jahr 2050 sogar 10 % des gesamten Energiebedarfs in Deutschland liefern kann.
                                                                                                                Jeanne Rubner