Vattenfall testet in der Pilotanlage Schwarze Pumpe die CO2-Abscheidung im Kohlekraftwerk. Der Braunkohle-Verstromer will diese Technologie ab 2020 in einem kommerziell betriebenen Großkraftwerk einsetzen. 10/2008


oxyfuel_grossDie Premiere in der Pilotanlage für ein Kohlekraftwerk mit Kohlendioxid-Abscheidung am Standort Schwarze Pumpe ist offenbar geglückt: „Nach zweijahriger Bauzeit haben es unsere Ingenieure am vergangenen Donnerstag um 16.50 Uhr geschafft, zum ersten Mal Kohlendioxid in dieser Anlage abzuscheiden", berichtete der Vorstandschef der Vattenfall Europe AG (VE), Tuomo Hatakka, bei der offiziellen Inbetriebnahme der Anlage am 9. September. „Schon dieser erste Testlauf war sehr erfolgreich." Die erreichte Abscheiderate bezifferte Technik-Abteilungsleiter Hubertus Altmann mit 99 Prozent. „Daran werden wir uns natürlich auch in Zukunft messen", kündigte Altmann an.


VE hatte die nach Unternehmensangaben weltweit erste derartige Pilotanlage in den vergangenen zwei Jahren für 70 Mio. Euro am bestehenden Braunkohle-Kraftwerk Schwarze Pumpe bei Cottbus errichtet. Sie verfügt über eine thermische Leistung von 30 MW, keine Stromerzeugung und arbeitet nach der Oxyfuel-Technologie. Dabei wird die Braunkohle nicht wie bisher üblich mit normaler Umgebungsluft, sondern mit einem Gemisch aus reinem Sauerstoff und zurückgeführtem Rauchgas verbrannt. Aus dem Rauchgas entsteht dabei nach verschiedenen Reinigungsschritten hochkonzentriertes CO2, das sich verflüssigen, transportieren und in unterirdischen Reservoiren einlagern lässt. „Wir werden in den nächsten Monaten die gesamte Kette von der Abtrennung bis zur Speicherung von CO2 zum Einsatz bringen", sagte Hatakka.


Vorgesehen ist, die in Schwarze Pumpe abgeschiedenen CO2-Mengen von jährlich 60 000 bis 100 000 t per LKW-Tankwagen zu einer 350 km entfernten Erdgaslagerstätte in der Altmark zu transportieren und dort einzulagern. VE rechnet damit, dass das dortige gemeinsame Speicherprojekt mit Gaz de France im März 2009 in Betrieb gehen kann. Hinzu kommt eine Kooperation mit Linde, in der das CO2 als technisches Gas genutzt werden soll. Die Pilotanlage sei auf eine CO2-Reinheit von 99,7 % ausgelegt, sagte Reinhardt Hassa, Vorstandschef der VE Mining & Generation. „Das entspricht der Qualität für technische Anwendungen." Für alle Fälle hat die Pilotanlage aber auch noch einen Schornstein, über den die Abgase auf dem herkömmlichen Weg in die Atmosphäre entweichen können. Die Kosten für den fünfjährigen Forschungsbetrieb der Pilotanlage beziffert VE mit 20 bis 30 Mio. Euro.



Zwei unterschiedliche CO2-Technologien für Jänschwalde


Zwischen 2012 und 2015 will das Unternehmen außerdem im Kraftwerk Jänschwalde für bis zu 1 Mrd. Euro ein Demonstrationskraftwerk mit CO2-Abscheidung und einer Stromleistung von 300 bis 500 MW bauen. Dort ist geplant, in einem Kessel die Oxyfuel-Technologie anzuwenden. In einem zweiten Kessel soll die so genannte Postcombustion-Technologie angewendet werden. Während sich Oxyfuel gut für neue Kraftwerke eignet und einen hohen Abscheidungsgrad verspricht, erlaubt es Postcombustion (nach Verbrennung), auch bereits bestehende Kraftwerke mit der CO2-Abscheidung nachzurüsten. Hassa rechnet damit, dass die ersten mit dieser Technologie ausgerüsteten Anlagen Abscheideraten von 85 bis 90 Prozent erreichen. Später hält er allerdings auch hier eine Steigerung für möglich.


Darüber hinaus verfolgt die Vattenfall-Gruppe in Dänemark und Norwegen zwei weitere Postcombustion-Projekte: Bis 2013 soll das dänische Steinkohle-Heizkraftwerk Nordjyllandsvaerket mit diesem Verfahren nachgerüstet werden und dann über eine Leistung von 300 MW verfügen. Im nördlichen Jütland untersucht Vattenfall auch Möglichkeiten zur CO2-Speicherung. In der norwegischen Raffinerie Mongstad beteiligt sich Vattenfall außerdem an einem Forschungsprojekt, in dem zwei unterschiedliche Postcombustion-Technologien untersucht werden.


Mit der Oxyfuel-Technologie will VE perspektivisch die spezifischen CO2-Emissionen bei der Stromproduktion von über 900 auf weit unter 100 Gramm/kWh senken. Erkauft wird dieser Fortschritt zum einen mit einem hohen Energieeinsatz, der den elektrischen Wirkungsgrad eines Braunkohlen-Kraftwerks um 10 Prozent sinken lässt. Zum anderen steigen die Investitionskosten drastisch. Altmann geht allerdings davon aus, dass der Wirkungsgradverlust durch effizienzsteigernde Maßnahmen wie die Braunkohle-Vortrockung sowie höhere Dampftemperaturen und -drücke bis 2020 ausgeglichen werden kann. Auch im Oxyfuel-Prozess selbst sieht er noch Möglichkeiten, den Energieeinsatz zu senken. „Wir werden wieder Wirkungsgrade von deutlich über 40 Prozent bei Kraftwerkstypen erreichen, die nach den Demonstrationsanlagen kommen", so Altmann.


Der Vorstandschef der Vattenfall-Gruppe, Lars G. Josefsson, rechnet in der Jänschwalder Demoanlage mit CO2-Kosten von 80 bis 90 Euro/t. Weil dies total unwirtschaftlich sei, brauche Vattenfall dafür öffentliche Unterstützung. In einem kommerziellen Kraftwerk, das VE bis 2020 anstrebt, sollen die CO2-Kosten bis auf 30 bis 35 Euro/t sinken. Zu den Auswirkungen der CCS-Technologie (CCS - Carbon Capture and Storage - Kohlenstoff-Abscheidung und Speicherung) auf den Strompreis machte Josefsson unterschiedliche Angaben: „Wenn CCS-Technologie wirtschaftlich, das heißt wettbewerbsfähig ist, dann werden die CCS-Kosten geringer sein als der Marktpreis der Emissionszertifikate. Was dann bedeutet, dass CCS keine Erhöhung der Strompreise zufolge hat. Wenn CCS zu teuer werden würde, dann werden wir CCS nicht verwenden." An anderer Stelle räumte er ein, dass auch der Preis für die Emissionszertifikate steigen könnte, um den Einsatz von CCS zu ermöglichen. „Aber in 10 Jahren kommen neue Technologien, und natürlich werden wir auch bei CCS-Technologien schlauer werden. Es wird ein Wettlauf."



Der Oxyfuel-Prozess


Im Oxyfuel-Prozess wird die Kohle nicht mit Luft, sondern in einer Atmosphäre aus reinem Sauerstoff und rezirkuliertem Rauchgas verbrannt. Etwa drei Viertel des bei der Verbrennung entstehenden CO2 werden im Kraftwerksprozess in den Kessel zurückgeführt. In nachfolgenden Behandlungsschritten wird der Abgasstrom wie im konventionellen Kraftwerksprozess entstaubt und entschwefelt. Schließlich wird der restliche Wasserdampf auskondensiert, so dass ein Rauchgas mit einer Konzentration von etwa 98 % CO2 vorliegt. Das CO2 wird vor Ort verflüssigt oder auf den erforderlichen Transportdruck verdichtet und in Tanklastzügen oder über eine Pipeline transportiert.