CO2-Abscheidung aus GuD-Anlagen

Spezial

Erdgas - Der Gesetzentwurf zur CO2-Speicherung liegt vor. Siemens entwickelt derweil ein Konzept zur Abscheidung von CO2 auch in Gas- und Dampfturbinen(GuD)-Kraftwerken.

08. Mai 2009

Der Gesetzentwurf setzt den Rechtsrahmen für die Abscheidung, den Transport und die dauerhafte Speicherung von CO2 in tiefen Gesteinsschichten. Das Gesetz, das eine Richtlinie der Europäischen Union umsetzt, soll noch vor der Sommerpause vom Bundestag verabschiedet werden. Große Stromkonzerne hätten damit Rechtssicherheit für den Bau von Carbon Cature & Storage(CCS)-Modellprojekten, die an Stein- und Braunkohlekraftwerken geplant werden. Dies sieht auch Dr. Tobias Jockenhövel so: »Diese Regelung zur Speicherung ist zwingende Voraussetzung für den Erfolg von CCS«, betont der Leiter Post-Combustion der Siemens- Division Fossil Power Generation.

Weniger gut kommt jedoch die Verzögerung des Gesetzesverfahrens an: »Verschiebungen sind zu diesem Zeitpunkt nicht förderlich. Sie bringen weiterhin Planungsunsicherheit, und dies in Zeiten, wo die EU durch die Klimaziele bis 2020 klare Vorgaben gemacht hat, jedoch bei der Umsetzung nötige gesetzliche Regelungen nicht bereitstellt«, beklagt Jockenhövel. Das Gesetz solle so schnell wie möglich in Kraft treten, um Planungssicherheit für Hersteller und Betreiber zu bekommen.

Der Experte empfiehlt zur Risikominimierung, neue Kraftwerke direkt für eine spätere Abscheidung vorzubereiten. Dabei müsse der Mittelweg zwischen zusätzlichen Investitionen und Umbauaufwendungen für den späteren Abscheidebetrieb gefunden werden. Siemens hat für diese Frage ein Konzeptdesign für den heutigen Bau eines Dampfkraftwerkes und späteren Umbau zur CO2-Abscheidung entwickelt. Dieses Konzept umfasst neben dem Platzbedarf für die Absorptions-/ Desorptionsanlage, auch den benötigten Raum innerhalb des ›normalen‹ Kraftwerksteils für spätere Möglichkeiten zur Dampfauskoppelung. Weitere Punkte die laut Jockenhövel Beachtung finden sollten, sind steigender Kühlbedarf und elektrischer Eigenbedarf, Aufstellungsplanung oder die erweiterte Abgasreinigung. Außerdem rät er dazu, einen späteren Abscheidungsfall im Genehmigungsverfahren direkt mit zu berücksichtigen, um etwa wasserwirtschaftliche oder Einspeise-Fragen zu klären.

Anfang 2009 hat Siemens im Auftrag von Statkraft mit einer Studie begonnen, die das Ziel hat, die CO2-Abtrennung an die besonderen Bedingungen und Betriebsweisen von GuD-Kraftwerken anzupassen. Das Rauchgas weist eine geringere CO2-Konzentration auf als bei Kohleanlagen, besitzt aber gleichzeitig einen hohen Sauerstoffgehalt mit negativen Auswirkungen in Bezug auf die Stabilität der bisher bekannten Lösungsmittel.

Anpassung an GuD-Dynamik

»Im Rahmen dieser Studie untersuchen wir unter anderem, wie sich unser Lösungsmittel bei diesen speziellen Rauchgasbedingungen verhält. Gleichzeitig passen wir den CO2-Abscheideprozess an das dynamische Leistungsprofil der GuD-Anlagen an, das durch häufige Lastwechsel gekennzeichnet ist«, erläutert Jockenhövel.

Die grundlegenden Prozessschritte zur Abscheidung des CO2 sind bei beiden Brennstoffarten gleich, denn es handelt sich jeweils um das Absorptions-Desorptions- Verfahren. Jedoch ist der energetische Aufwand pro abgetrennter Mengeneinheit CO2 aufgrund der niedrigeren Konzentration im Rauchgas bei GuD höher. Im Gegenzug ist allerdings die Absolutmenge an abgetrenntem CO2 in einem Erdgaskraftwerk bei gleicher Anlagengröße geringer als in einem Kohlekraftwerk. »Deshalb wird damit gerechnet, dass der gesamte energetische Aufwand für die Abscheidung im GuD geringer ist«, sagt der Kraftwerksexperte.

Der konkrete apparatemäßigen Aufwand für die CO2-Abscheidung bei GuD könne erst nach Abschluss der Studie beurteilt werden. Hier erwartet er jedoch keine Verringerung im Vergleich zu Kohle. Die Anpassung des Verfahrens beinhaltet unter anderem, neue Mischungsverhältnisse der Ausgangsstoffe des eingesetzten Waschmittels zu ermitteln. Konkrete Angaben dazu möchte man bei Siemens derzeit nicht machen. Aufgrund der geringeren CO2-Gehalte könnte man vermuten, dass die Kosten für die Abscheidung bei Erdgas höher liegen als bei Kohle. Jockenhövel prognostiziert, dass das Kostenverhältnis pro erzeugter MWh Strom in etwa gleich hoch liegen werde. Jedoch könnten die Vermeidungskosten pro Tonne abgeschiedenes CO2 beim GuD potenziell diejenigen von Kohle übersteigen.

Grundsätzlich habe man sich bei beiden fossilen Brennstoffen mit der Wirkungsgradreduktion durch die Abscheidung auseinanderzusetzen. Diese muss bei gleicher Stromproduktion in beiden Fällen durch einen Mehreinsatz von Brennstoffen ausgeglichen werden. Hier sieht Jockenhövel jedoch Ansätze: »Das Ziel der weiteren Entwicklung liegt in der weiteren Minimierung des Effizienzverlusts von Kraftwerken durch Optimierung des Solvents, des Prozesses sowie der Komponenten.« Haupttreiber für die Verfügbarkeit der Technologie werde jedoch der politische Wille sein.

Erschienen in Ausgabe: 05/2009