Kraftwerk mit Doppelherz

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Moderne Kombi-Kraftwerke erzeugen Strom aus Gas und Dampf. Ein findiger Ingenieur aus Halle hat dieses Konzept weiterentwickelt, um künftig Energie-anlagen bauen zu können, die noch effizienter, noch umweltfreundlicher und noch flexibler arbeiten als jemals zuvor.

Es war ein kleines Problem, das Siegfried Westmeier zu einer großen Idee inspirierte. Vor fünf Jahren rief den promovierten Physiker und Experten für Umwelt- und Kraftwerkstechnik ein Auftrag nach Sachsen. Der Betreiber eines Holzkraftwerks wollte nicht nur Strom erzeugen, sondern nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung mit der Abwärme aus dem Verbrennungsprozess auch ein Neubaugebiet beheizen. Dort wurde nun aber doch nicht gebaut. Wohin also mit der Wärme? Westmeier, der seit 1995 seine eigene Firma, die SWU Gesellschaft für Umwelttechnik mbH in Halle, führt und bereits etliche Projekte zur Wärmenutzung realisiert hatte, musste nicht lange nachdenken: Auch aus der Abwärme des Holzkraftwerks kann Strom erzeugt werden, wenn sie zur Produktion von Wasserdampf genutzt wird, der wiederum eine Turbine antreibt. Aber mit den maximal zur Verfügung stehenden 300 Grad Celsius waren keine großen Mengen an Dampf zu erwarten.

Der Wirkungsgrad war zu gering und hätte somit nicht den Aufwand für die Technik gerechtfertigt. Hier konnte Ammoniak Abhilfe schaffen, das bereits bei minus 33 Grad Celsius siedet und deshalb schneller als Wasser verdampft. Allerdings ist Ammoniak giftig, weshalb Westmeier mit diesem Stoff nicht arbeiten mochte. "Da blieb nur Kohlendioxid übrig", überlegte der Ingenieur. Mit diesem ungiftigen und in ausreichenden Mengen vorhandenen Gas als Arbeitsmittel kann theoretisch ebenfalls ein Dampfkreislauf aufgebaut werden, der es ermöglicht, auch aus Abwärme mit relativ geringer Temperatur Strom zu produzieren.

Noch bevor ein einfacher CO2-Kreislauf umgesetzt werden konnte, ging allerdings der Betreiber des Holzkraftwerks pleite. Doch Westmeiers Idee wuchs stetig weiter. Herausgekommen ist ein neuer Kraftwerkstyp, den er wegen der technischen Verwandtschaft zu einem Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk (GuD) Gas-und-Fluidkraftwerk nennt – kurz GuF. Um es gleich zu sagen: Noch existiert Westmeiers innovative Stromfabrik nur als Konzept auf dem Papier. Denn die von ihm entwickelte und patentierte Anlage ist derart komplex, dass allein die Bauplanung mehrere Jahre in Anspruch nehmen würde. So soll das CO2 aus der Erdgasverbrennung in einem unterirdischen Speicher aufgenommen werden, der damit zugleich als Zwischenlager für den CO2-Kreislauf dient. Eine ebenfalls unter Tage anzulegende Druckluftkaverne soll als Zwischenspeicher Energie aus Sonne und Wind aufnehmen.

Damit liegt Westmeier voll im Trend. Denn Windkraftwerke und Photovoltaikanlagen produzieren nur dann Strom, wenn der Wind weht oder die Sonne scheint. Da der Strom aus den Erneuerbaren bisher nicht im großen Maßstab gespeichert werden kann, Elektrizität aber rund um die Uhr bei allen Wetterbedingungen benötigt wird, müssen auch in Zukunft fossile Kraftwerke die Stromversorgung absichern. Moderne Kraftwerke sollten daher, wenn Strom dringend benötigt wird, möglichst innerhalb von wenigen Minuten ihre volle Leistung ans Netz abgeben und bei Überkapazitäten rasch ihre Stromproduktion wieder herunterregeln können.

Für Manfred Aigner, Leiter des Instituts für Verbrennungstechnik am Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt in Stuttgart (DLR) und baden-württembergischer Sprecher der Forschungsinitiative "Kraftwerke des 21. Jahrhunderts" (KW21), stellen effiziente und flexible GuD-Kraftwerke die ideale Ergänzung zu den erneuerbaren Energien dar. Bei diesen Kraftwerken erzeugen sowohl eine Gasturbine als auch eine nachgeschaltete Dampfturbine Strom. Sie können aus dem Stand innerhalb einer halben Stunde mit ihrer vollen Leistung ans Netz gehen, im Teillastbetrieb ohne ihren Dampfprozess sogar noch schneller, und sind somit in der Lage, Lastschwankungen bei der Stromproduktion durch Wind und Sonne auszugleichen. Durch die Hintereinanderschaltung von Gas- und Dampfturbine kann die Wärmeenergie in den Verbrennungsabgasen der flotten GuD-Anlagen effizient ausgenutzt werden: Während die Gasturbine bei einer Temperatur zwischen 1500 und rund 600 Grad Celsius arbeitet, nutzt die Dampfturbine das Potenzial der Abgastemperatur von 550 bis etwa 50 Grad Celsius. Somit wird kaum Wärmeenergie verschenkt. Der Gesamtwirkungsgrad eines GuD-Kraftwerks liegt daher bei rund 55 Prozent, der von Kohlekraftwerken unter 40 Prozent.

Westmeiers GuF-Kraftwerk dagegen kommt auf sensationelle 86 Prozent. Damit schlägt der Physiker nicht nur alle anderen fossilen Anlagetypen bei der Effizienz, sein Konzept scheint auch in anderen Kriterien den fossilen Kraftwerken überlegen zu sein: Neben den vermiedenen CO2-Emissionen können auch Stickoxide systembedingt gar nicht erst entstehen. Künftig könnte mit den gleichen Vorteilen sogar Bio- oder Synthesegas alternativ zu Erdgas verfeuert werden. Wäre Westmeiers "eierlegende Wollmilchsau" auch flexibel genug, um auf Lastschwankungen im Stromnetz reagieren zu können?

Natürlich, meint der Erfinder, das sei eines der Grundkriterien gewesen. Schließlich solle sein Kraftwerk nicht der ökonomischen Entwicklung und vermehrten Einbindung von erneuerbaren Energien im Weg stehen. Ein GuF-Kraftwerk mit einer Leistung von 500 Megawatt (MW) könne innerhalb von rund zehn Minuten mit voller Leistung einspeisen – und damit sogar die bereits sehr flinke GuD-Konkurrenz hinter sich lassen. Und dann wäre da noch die Möglichkeit, Stromüberkapazitäten aus Windkraftwerken aufzunehmen, als Druckluft zu speichern und mit 86 Prozent Wirkungsgrad nach Bedarf wieder ins Netz abzugeben. Westmeier weiß natürlich, dass sich alle Vorteile zusammen zu gut anhören, um nicht angezweifelt zu werden. "Ich lasse mein Konzept gern jederzeit prüfen", sagt der Physiker. Nicht nur er selbst, auch sein Unterstützer Matthias Krause, habilitierter Kraftwerksexperte und Technischer Geschäftsführer der Stadtwerke Halle, habe es unzählige Male durchgerechnet. Bis heute hätten beide keinen grundsätzlichen Fehler entdecken können. "Da ist kein Trick – im Prinzip habe ich nur bekannte Technologien, leicht modifiziert, neu miteinander verknüpft."

Wie bei einem konventionellen GuD-Kraftwerk produziert auch bei Westmeier zunächst eine mit Erdgas befeuerte Gasturbine Strom. Anders als üblich, will er für die Verbrennung reinen Sauerstoff einsetzen und, damit die Flamme nicht zu heiß wird, 80 Prozent CO2 beimischen. "Da der Stickstoffanteil der Luft ersetzt wird, können giftige und klimaschädigende Stickoxide (NOx) gar nicht erst entstehen", erklärt Westmeier. Das Abgas besteht fast nur noch aus CO2 und Wasser. Letzteres könne durch Abkühlung des heißen Volumenstroms weit- gehend auskondensiert werden, so der Erfinder, "das verbleibende CO2 wird verflüssigt, komprimiert und unter der Erde, etwa in einer Salzkaverne, zwischengespeichert."

Aus diesem unterirdischen Reservoir entnimmt das GuF-Kraftwerk das CO2 als Arbeitsmedium für seinen nachgeschalteten Dampfkreislauf. Es wird vom Abgasstrom der Gasturbine auf rund 600 Grad Celsius erhitzt, treibt eine weitere Turbine an, die wiederum elektrische Energie produziert und die Stromausbeute weiter steigert. Dass der Gesamtwirkungsgrad des GuF-Kraftwerks dabei, zumindest rechnerisch, astronomische 86 Prozent erreicht, liegt vor allem an den Eigenschaften des Kohlendioxids. "Es nimmt im Dampfkreislauf den thermodynamisch sehr günstigen überkritischen Zustand ein", sagt Westmeier. Will sagen: In diesem Zustand hat das CO2 zwar eine ebenso hohe Dichte wie eine Flüssigkeit, aber einen ähnlich niedrigen Fließwiderstand wie ein Gas bei zugleich hoher Wärmekapazität – es kann somit besonders viel Wärmeenergie aufnehmen und transportieren. Wegen dieses reibungsarmen Zwitterverhaltens könne der CO2-Dampfkreislauf auch schneller hochgefahren werden als der korrespondierende GuD-Prozess, sagt Westmeier. Wasser erreiche vergleichbar gute thermodynamische Eigenschaften erst bei Temperaturen um 1700 Grad, dieser Höllenhitze widerstehe aber kein bekannter Werkstoff länger als einige Minuten.

Allerdings birgt der Einsatz von Kohlendioxid auch einen gravierenden Nachteil: CO2 kondensiert bei den im GuF-Kraftwerk herrschenden niedrigen Drücken erst bei Temperaturen von minus 56,6 Grad Celsius. Genau hierin lag das Schlüsselproblem für das GuF-Konzept. Schließlich kam der Tüftler auf die Idee, eine Luftzerlegungsanlage in sein Konzept zu integrieren um den für die Gasverbrennung benötigten reinen Sauerstoff zu produzieren. Die Anlage arbeitet bei minus 186 Grad Celsius. "Das ist mehr als kalt genug, um CO2 zu kondensieren", so der Physiker.

Die Luft und die Energie für die Luftzerlegung kommen aus einem unterirdischen Druckluftspeicher, der ebenso zum Gesamtkonzept gehört wie ein Erdgaslager. "Ein GuF-Kraftwerk benötigt daher geeignete geologische Formationen für die unterirdischen Speicher, etwa in der Norddeutschen Tiefebene", sagt Westmeier. Dort ist auch die Windkraft nah. An Tagen mit starkem Wind könne die Stromüberproduktion dann die Kompressoren antreiben, die den GuF-Druckluftspeicher füllen. "Für das CO2 aus der Erdgasverbrennung muss man sich noch etwas einfallen lassen, denn irgendwann ist der Speicher natürlich voll", so der Entwickler. Er denke zum Beispiel an die Produktion von Chemikalien, für die das Gas infrage komme. Ein weiterer Vorteil für die Effizienzsteigerung der GuF-Anlage sei, dass der Kohlenstoff bereits im unterirdischen Speicher Wärmeenergie aus dem Untergrund aufnehmen kann.

Während Westmeiers GuF-Kraftwerk seinen Effizienzvorteil in der Praxis noch beweisen muss und diesen selbst bei einer sofortigen Umsetzung in frühestens zehn Jahren ausspielen könnte, sind die Vorteile heutiger GuD-Kraftwerke bereits nutzbar. Seit Mitte Mai 2011 hält Irsching 4, das modernste GuD-Kraftwerk von Siemens, mit einem Wirkungsgrad von 60,75 Prozent den unangefochtenen Effizienz-Weltrekord. Das Herzstück der Anlage, die Gasturbine vom Typ SGT5-8000H, ist so groß wie ein Mehrfamilienhaus und soll eine Stadt von der Größe Berlins mit Strom versorgen können. Über 400 Tonnen wiegt der Koloss, und seine Herstellung kostete eine halbe Milliarde Euro. Das Aggregat erzeugt 400 MW im reinen Gasturbinenbetrieb und rund 600 MW im GuD-Betrieb. Doch der Konzern will nicht nur alle bisherigen Rekorde in Bezug auf Leistung und Wirkungsgrad in den Schatten stellen, sondern auch die Betriebsflexibilität auf ein neues Niveau hieven. So kann Irsching mit einer Leistungszunahme von 35 MW pro Minute stabil hochgefahren werden und erreicht eine Kapazität von mehr als 500 MW in nur einer halben Stunde.

Trotzdem hält Thomas Sattelmayer, Inhaber des Lehrstuhls für Thermodynamik an der TU München und bayerischer Sprecher der KW21-Initiative, die GuD-Technologie für noch lange nicht ausgereizt. "Letztlich ist eine weitere Verbesserung aller relevanten Komponenten nötig", sagt der Maschinenbauer. Eine große Rolle bei der weiteren Optimierung spielt die Prozessthermodynamik: So geht eine Erhöhung von Effizienz und Leistung immer mit der Steigerung der Spitzendrücke und -temperaturen einher. "Wenn man auf die letzten 20 Jahre zurückschaut, sieht man, dass große Fortschritte erzielt, aber die Potenziale noch nicht ausgereizt worden sind", erläutert er.

Das sehen auch die Entwickler der Weltrekord-Turbine so: "Wir erwarten, dass wir in fünf Jahren mit über 1550 Grad Prozesstemperatur und einer noch größeren Turbine den Wirkungsgrad der GuD-Anlage um ein weiteres Prozent verbessern können", so ein Siemens-Sprecher. Eine weitere Steigerung erfordere unter anderem die Optimierung der Aerodynamik der Turbinenschaufeln, Wärmeschutzschichten und eine verbesserte Kühlung sowie neue, noch temperaturfestere Materialien. "Hierbei stellt sich aber immer die Frage, ob das technisch Mögliche auch das wirtschaftlich Sinnvolle ist", betont das Unternehmen. Die Wirkungsgradgrenze für klassische GuD-Anlagen sieht Siemens bei über 63 Prozent.

Der Münchner Technologiekonzern weiß, dass die Konkurrenz nicht schläft. Kurz nach der Verkündung des Siemens-Weltrekords meldete sich der US-Konzern General Electric (GE) mit Plänen für ein neues GuD-Kraftwerk zu Wort, das einen Wirkungsgrad von mehr als 61 Prozent haben soll. Seit 2007 arbeite man an der Technologie, die sehr gut mit den Erneuerbaren harmoniere, berichtet Marcus Scholz, Programmdirektor für moderne Kombikraftwerke bei GE. "Bei FlexEfficiency 50 haben wir auf die Fähigkeit, schnelle Lastwechsel zu ermöglichen, besonderes Augenmerk gelegt." Innerhalb von nur 28 Minuten sollen beispielsweise die 530 MW Gesamtleistung des ersten flexiblen GE-Kraftwerks am Netz sein können, wenn es 2015 im türkischen Karaman in Betrieb geht. Ermöglicht werde dieser Blitzstart unter anderem durch die langjährige Erfahrung von GE mit Werkstoffen aus dem Flugturbinenbereich, so Scholz. Diese seien nicht nur extrem leicht und begünstigten so ein schnelles Anfahren, sondern seien auch dauerhaft haltbar. Das müssen die Komponenten der Turbine auch sein: "Unsere Anlagen sind auf eine Jahreslaufzeit von circa 4500 Stunden ausgelegt und erlauben über 200 Startzyklen pro Jahr", teilt Scholz mit.

Am meisten Aufmerksamkeit erzeugte GE aber nicht mit den zweifellos sehr guten Kennzahlen, sondern mit der Ankündigung, erstmals Solar- und Windenergie in den Betrieb eines großen GuD-Kraftwerks einzubinden. Zusätzliche 50 MW Leistung liefert etwa ein Solarturm, der vom kalifornischen Solarkraftwerksbauer eSolar aufgestellt wird, an dem die Energiesparte von GE beteiligt ist. Am oberen Ende des Turms befindet sich ein von Wasser durchflossener Röhrenabsorber, auf den ein Feld aus Hunderten Spiegeln das Sonnenlicht bündelt. "Auf diese Weise entsteht heißer Dampf, den wir dann in den Hauptkreislauf des FlexEfficiency-Kraftwerks einbringen", erklärt Scholz. In absehbarer Zukunft soll die Solarenergie mithilfe von wärmeabsorbierenden Flüssigsalzen auch zwischengespeichert werden können. So kann der Dampfkreislauf des FlexEfficiency-Kraftwerks auch dann unterstützt werden, wenn die Sonne nicht scheint. "Die Technologie ist so weit", betont der Programmdirektor.

Komplettiert wird der Energieerzeugungspark am Südrand der anatolischen Hochebene durch 22 MW Leistung aus Windturbinen. Sowohl das GuD-Kraftwerk als auch die beiden erneuerbaren Energiequellen werden in einen einzigen Netzknoten einspeisen. "Mit der vollen Leistung aus der Sonnenkraft steigt der Gesamtwirkungsgrad des Komplexes dann auf über 65 Prozent", sagt Scholz. Besser wäre nur noch Westmeiers GuF-Kraftwerk. Und das will erst einmal gebaut sein. Deswegen hat der Erfinder auch schon mit den Großen der Branche Kontakt aufgenommen. Bisher mit mäßigem Erfolg: Linde und Gazprom haben ihm nicht geantwortet, ein norwegisches Unternehmen wollte das gesamte Patent, aber nichts zahlen, RWE wollte antworten, hat es aber noch nicht. Westmeier gibt die Hoffnung dennoch nicht auf. Bislang kenne er niemanden, der gesagt habe, dass sein Konzept nichts tauge, so der Einzelkämpfer, "eher im Gegenteil".

DLR-Experte Wolfgang Aigner findet Westmeiers Konzept auf den ersten Blick sehr interessant, aber eben auch sehr komplex. "Grundsätzlich habe ich keinen groben Gedankenfehler entdeckt, auch wenn die 86 Prozent Wirkungsgrad etwas geschummelt sind", meint Aigner. Denn die Energie, die benötigt werde, um die Kavernenspeicher zu füllen, sei nicht berücksichtigt worden. "Es lohnt sich aber sicher, dieses Konzept in Ruhe zu analysieren", urteilt der Verbrennungstechniker. Hielte das GuF-Kraftwerk der näheren kritischen Betrachtung stand, müsse sich im nächsten Schritt ein großes Unternehmen der Weiterentwicklung annehmen. "In jedem Fall würden hier sehr viel Geld, viele Experten und rund zehn Jahre Zeit benötigt", prognostiziert Aigner.

Westmeier würde zwar lieber heute als morgen mit einem GuF-Forschungsprojekt beginnen, geht aber davon aus, dass Kraftwerke auf Basis fossiler Energieträger noch mindestens 30 Jahre das wachsende Arsenal der regenerativen Stromerzeuger ergänzen müssen. "Insofern habe ich noch etwas Zeit", meint der Erfinder. (bsc)