Martin Keilhacker – AKE/DPG AKE-Herbstsitzung, 22./23. Oktober 20091 E-Studie: Kapitel Moderne fossile Kraftwerke: Effizienzsteigerung und CO 2 -Abscheidung

Martin Keilhacker – AKE/DPG AKE-Herbstsitzung, 22./23. Oktober 2009

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E-Studie:Kapitel „Moderne fossile Kraftwerke: Effizienzsteigerung und CO2-Abscheidung“

E-Studie:Kapitel „Moderne fossile Kraftwerke: Effizienzsteigerung und CO2-Abscheidung“

Martin Keilhacker

München


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● Die Rolle der fossilen Kraftwerke weltweit und in Europa/D

● CO2-Reduktion mit konventionellen Technologien

● Zukünftige Entwicklung: CO2-Abscheidg. u. -Speicherung (CCS)

● Abschätzung der bis 2030 erreichbaren Senkung der CO2-Emissionen

● Fazit

Was wird behandelt?


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Primärenergieverbrauch [%] und Stromerzeugung [%] nach Energieträgern: 2005/2006 – weltweit, EU-27 und D

Welt EU-27 D 2005 2006 2006

Primärenergieverbrauch [%]

Kohle 25,3 17,8 23,6Erdöl 35,0 36,9 35,7

Erdgas 20,6 24,0 22,8Kernenergie 6,3 14,0 12,4Erneuerbare Energien 12,7 7,1 6,0

Gesamter PEV [EJ] 479 76,4 14,6

Stromerzeugung [%]

Kohle 43 28,6 45,7Erdöl 9 3,9 1,5Erdgas 20 20,2 11,1Kernenergie 15 29,5 26,3Erneuerbare Energien 13 14,3 12,0

Ges. Stromverbrauch [TWh] 18.700 3.354 637Bei Stromerzeugung überwiegt Kohle, gefolgt von Erdgas u. Kernenergie. EE holen auf!


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Anstieg des Primärenergieverbrauchs in der Stromerzeugung weltweit bis 2030 (IEA 2002)

• Neubaubedarf 2020: 2500 GW 2030: 4800 GW

• Schwellenländer:Zusatzbedarf

• Europa:Ersatzbedarf

Quelle: World Energy Outlook 2002

Weltweit im Jahr 2030 Konkurrenz Kohle-Erdgas – zusammen 65%. Rest EE u. KE.


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Kraftwerkszubaubedarf in der EU – Stromlücke?(nach A. Voß, Stuttgart, Vortrag DPG-Tagung Hamburg 02.03.09)

Ersatzbedarf und steig. Stromverbrauch (0.5%/a) → Stromlücke von 300 GW in 2020


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Development of Power Station Park to 2020 (2030) with and w/o (+20 yrs) phasing out of nuclear power

Electricity demand remains constant over the years[‚dena‘ Studie (März 2008): Kraftwerks- und Netzplanung in Deutschland bis 2020 (2030)]

Missing power w/o nuclear energy: 2020: 15.8 GW (2030: 27.8 GW)Missing power w/o nuclear energy: 2020 15.8 GW (2030 27.8 GW)


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● Wirkungsgradsteigerung (s. Abb. 8-10)

● Ersatz von Kohle durch Erdgas

– Braunkohle/ Steinkohle mit 0.40/ 0.33 kg CO2/kWhWärme

→ Erdgas mit 0.19 kg CO2/kWhWärme, d.h. fast Faktor 2 besser

– Gas-GuD-Kraftwerke haben sehr hohen Wirkungsgrad (bis 62%)

– aber: Gas hat deutlich höhere Kosten u. größeres Versorgungsrisiko

CO2-Reduktion mit konventionellen Technologien


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Wirkungsgradsteigerung [%] bei Steinkohle-Kraftwerken(nach H. Spliethoff, TU München, Vortrag AKE 23.04.2009)

5550

46

43

38

30

22


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Entwicklungspotential von kohlebefeuerten Dampfkraftwerken(nach I. Pyc u. P. Klüsener, Siemens PG, VDE Kongress, Berlin 2004)

50

48

46

44

42

X20

Werkstoffentwicklung

F12 P91 NF616 NF12

167bar538/538°C

250bar540/560°C

270bar580/600°C

285bar600/620°C

300bar625/640°C

300bar700/720°C

1,5

1,3

0,6

0,7

1,6

%0,8

0,40,6

0,6

zweifacheZwischen-über-hitzung

Erhöhung desTurbinen-wirkungs-grads

Verringe-rung des Eigen-bedarfs

Abgas-wärme-nutzung

Nettowirkungsgrad

Prozeß- undKomponentenentwicklung

Werkstoff

285 bar Frischdampfdruck600/ Frischdampftemperatur620 °C Temp. Zwischenüberhitzung

WerkstoffentwicklungNettowirkungsgrad

Prozess- undKomponentenentwicklung

●


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Kohlekraftwerke: Wirkungsgradsteigerung und CO2-Reduzierung

(Quelle: VGB 2009/10)


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● CO2-Abscheidung: Verschiedene Verfahren (s. Abb. 12 -13)

● Langzeitige Speicherung von CO2 (s. Abb. 14 -16)

● CO2-Vermeidungskosten (s. Abb. 17)

● Zeitfenster für Umrüstung („Window of opportunity“)

Zukünftige Entwicklung:

CO2-Abscheidung u. -Speicherung (CCS)


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Verfahren zur CO2-Abscheidung(nach H. Spliethoff, TU München, Vortrag AKE 23.04.2009)

(10%-14%)

28%WG-Verlust:

WG mit CCS:

(8%-10%)

42%

11.5%

37%


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CO2-Abscheidung: Verfahrensvergleich hinsichtlich Wirkungsgrad und Kosten

(nach H. Spliethoff, TU München, Vortrag AKE 23.04.2009)


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Carbon Capture and Storage (CCS): Prinzip


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Kapazitäten für CO2-Speicherung weltweit, in Europa und Deutschland

(nach FZ Jülich, „Zukünft. Energieversorgung. ….“, Abschlußbericht 2006, S.28)

CO2-Produktion: 0.4 Gt/aCO2-Produktion: 25 Gt/a


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Speicherkapazitäten für CO2:

Reichweite in Jahren


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CO2-Vermeidungskosten – Zeitfenster f. Umrüstung auf CCS

Nach Untersuchungen des FZ Jülich (Abschlussbericht „Zukünft. Energieversorgung unter d. Randbedingungen einer großtechn. CO2-Abscheidung u. Speicherung“, 2006):

● CO2-Vermeidungskosten [Euro/t CO2]:

2020 2030

Kohle-KW: 35 - 50 <30 - 40

Erdgas-GuD-KW: 50 - 65 45 - 60

● Zubaubedarf für Kohle-KW sollte um 2020 nächstes Maximum erreichen,

dann erst wieder um 2045

→ Argument für Verlängerung der Laufzeiten von

sicheren deutschen Kernkraftwerken


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Abschätzung der bis 2030 erreichbaren Senkung der CO2-Emissionen

● Extrapolation d. Beobachtungen 1990-2008 – der „Trend“

● Erhöhung d. Gasanteils (20% auf 40%)

● Teilweiser Einsatz von CCS (¼ bzw. ½ d. KW-Parks)


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Ausgangsdaten für 2007 mit Vergleichswerten für 1992


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Spezif. CO2-Emission des Kraftwerksparks in D von 1992 bis 2007,sowie mögliche Verminderungen gegenüber Trend (für 2030) :

höherer Gasanteil bzw. teilweiser Einsatz von CCS


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400

500

600

700

800

900

1000

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Spezif. CO2-Emission (g CO2/kWh) d. KWP 1990-2007,plus Trend- u. Schätzwerte f. 2030 (090917, Data 7'')

Jahr

694 Trend

651 Gas verdoppelt

587 ¼ CCS

427 ½ CCS

Mittlere spezif. CO2-Emission des KW-Parks in D:Ergebnisse 1990-2007, der Trend u. mögl. Besserungen gegenüber

Trend (für 2030): höherer Gasanteil bzw. teilweiser Einsatz von CCS

- 0.74 % pro Jahr

935 Basis 1990


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Fazit

● Kohle, und zunehmend Erdgas, werden weltweit in den nächsten Jahrzehnten weiterhin dominieren (IEA: in 2030 zus. 65 Prozent). Rest EE u. KE.

● Verfahren zur CO2-Abscheidung und langfristigen Speicherung (CCS) müssen mit höchster Priorität entwickelt und in Pilot- u. Prototypanlagen auf großtechnische Tauglichkeit getestet werden.

● Strategische Tragweite verlangt, dass möglichst frühzeitig (ca. 2020) feststeht, - ob CCS überhaupt ein gangbarer Weg ist, - und wenn ja, mit welchen Verfahren und zu welchen Kosten. ● KW mit CCS haben Wirkungsgradverlust von 8 – 12 Prozentpunkten, und benötigen 20 bis 40 Prozent mehr Brennstoff pro KWh Strom ● ‚Window of Opportunity‘ für Markteinführung von KW mit CCS um Jahr 2020 → Argument für Laufzeitverlängerung von sicheren deutschen KKW

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