Wärmekraftwerke - Heft 02

UNTERRICHTSMATERIALIEN FÜR LEHRKRÄFTE

ENERGIE MACHT

SCHULE

02

THEMA

Wärmekraftwerke

Vorwort

Sehr geehrte Lehrkräfte,

die Erziehung und die Ausbildung junger Menschen sind zwei wesentliche Herausforderungen einer jeden Gesellschaft. Ein Großteil der in diesem Bereich erforderlichen Arbeit wird in der Schule geleistet. Um Lehrerinnen und Lehrer bei dieser wichtigen Aufgabe zu unterstützen, hat der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft die Reihe „Energie macht Schule“ erarbeitet. Mit diesen Materialien für die Sekundarstufe 1 möchte der BDEW einen Beitrag zu Ihrer Unterrichtsvorbereitung leisten. Ziel unseres Angebots ist es, Verständnis für den Wert unserer Ressourcen zu schaffen, den bewussten Umgang mit Strom, Erdgas und Trinkwasser im Alltag zu fördern und die Urteilsfähigkeit der Schülerinnen und Schüler zu stärken.

Kohle- und Gaskraftwerke sind aus zwei Gründen für die Stromversorgung nach wie vor von zentraler Bedeutung: Sie decken mehr als die Hälfte der Stromerzeugung. Dank des rasanten Zuwachses der Erneuerbaren Energien deckten diese 2014 bereits knapp 30 Prozent des Bedarfs, Tendenz steigend. Zur Integration der volatilen Erneuerbaren muss das gesamte System allerdings flexibler werden und hier liegt die zweite wichtige Funktion der konventionellen Kraftwerke auch für die Zukunft. Sie sind in der Lage, Erzeugung und Verbrauch jederzeit zu synchronisieren und stabil zu halten. Deshalb müssen sie nach wie vor in manchen Stunden nahezu den gesamten Stromverbrauch in Deutschland abdecken. Ferner erbringen konventionelle Kraftwerke heute noch den größten Teil der zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit unseres Stromversorgungssystems notwendigen Systemdienstleistungen.

Elektrische Energie ist in großem Maßstab bisher nicht speicherbar. Es fehlen Technologien und Kapazitäten.

02 | WÄRMEKRAFTWERKE

Damit unser Stromversorgungssystem funktioniert, muss „Strom“ daher in demselben Augenblick, in dem er verbraucht wird, auch in derselben Menge und in der erforderlichen Qualität erzeugt werden.

Die Stromspeicherung ist ein zentrales Thema für aktuelle Forschungsanstrengungen. Mit Kohle- und Gaskraftwerken ist man in der Lage, genau dann Strom zu erzeugen, wenn Bedarf besteht. Und zwar durch die Regelbarkeit der Kraftwerke exakt in der benötigten Menge. Das war immer die Stärke der konventionellen Kraftwerke und macht sie voraussichtlich auch noch für die kommenden Jahrzehnte zu einem unverzichtbaren Bestandteil unseres Kraftwerksparks und zur idealen Ergänzung für die volatilen Erneuerbaren.

Schwerpunkte sind: ↘ die Technik von fossil gefeuerten Wärmekraftwerken ↘ die Bedeutung von Kohle- und Gaskraftwerken innerhalb der Stromversorgung ↘ Rahmenbedingungen der Energiewende

Dipl.-Ing. Johannes Kempmann BDEW-Präsident

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Wer? Wie viel?

Wohlstand und Energieverfügbarkeit hängen eng zusammen. In Deutschland stagniert der Energieverbrauch auf relativ hohem Niveau. Er verteilt sich annähernd gleich auf die Sektoren Verkehr, Industrie und private Haushalte.

Bruttostromerzeugung

5,8 %

9,1 %

Heizöl, Pumpspeicher und Sonstige

Erdgas

13,5 %

18,1 %

Wind

6,8 %

Steinkohle

Biomasse

2015 in Deutschland: 652 Mrd. KWh*

3,0 % Wasser

5,9 %

13,8 %

Photovoltaik

0,9 %

Braunkohle

Siedlungsabfälle

14,1 %

Quelle: BDEW, AG Energiebilanzen, Stand: 01/2016 * vorläufig

Kernenergie

Endenergieverbrauch in Deutschland 2014*

29 % Industrie

25,6 %

Quelle: AG Energiebilanzen, Stand: 08/2015

4

Haushalte

15 %

Gewerbe, Handel, Dienstleistungen

30,4 % Verkehr

* vorläufig

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Zahl der Unternehmen in den einzelnen Marktbereichen* rd. 70

Stromerzeuger (> 100 MW)

rd. 930

Stromnetzbetreiber

rd. 130

Stromhändler

rd. 1.190

Stromlieferanten Erdgasfördergesellschaften

7 rd. 730

Gasnetzbetreiber Gasspeichergesellschaften Gashändler

29 rd. 70 rd. 910

Gaslieferanten

rd. 550

Fernwärmeerzeuger Fernwärmenetzbetreiber

rd. 430 rd. 580

Fernwärmelieferanten

Quelle: BDEW, BNetzA, Stand: 04/2015

* Addition nicht möglich, da viele der Unternehmen in mehreren Sparten und auf mehreren Wertschöpfungsstufen tätig sind und somit mehrfach erfasst wurden; teilweise gerundet.

Endenergieverbrauch der Haushalte 2012 nach Anwendungsarten: 3.673 PJ insgesamt

→ 45,2 % Heizung

3,1 % ←

→ 2,4 %

Kälteanwendungen

Information / Kommunikation

10,0 % ← Warmwasser

34,1 % ← PKW

→ 4,2 % Haushaltsgeräte und Kochen

→ 1,3 % Beleuchtung

Quelle: AGEB, RWI, DIW, Berechnungen des BDEW, Stand: 04/2014

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Inhaltsverzeichnis 2

1

3

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Materialien für den Unterricht finden Sie unter www.energie-machtschule.de

Das Stromversorgungssystem der Zukunft wird komplexer ................................................................. 8 1 Energiewende und Strommarktdesign 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7

Quantitative Ziele leiten den mittel- und langfristigen Umbau des Stromsektors .................................................................... 14 Der Unterschied von installierter Leistung und Stromerzeugung ............................................................................................................... 14 Der Strommarkt in der Übergangsphase .................................................................15 Das neue Strommarktdesign ............................................................................................. 16 Die Rolle der Energieeffizienz .......................................................................................... 19 Dezentralität ..................................................................................................................................20 Kohle oder Erdgas? CO2-Emissionen im Detail ...................................................20

2 Wie funktionieren Kohle- und Gaskraftwerke?

2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9

Die Vorgänge im Überblick .................................................................................................25 Brennstoffe und Brennstoffaufbereitung................................................................26 Dampferzeuger.............................................................................................................................27 Dampfturbine ................................................................................................................................28 Generator..........................................................................................................................................29 Wasser-Dampf-Kreislauf und Kondensator ...........................................................30 Kühlung, Kühlverfahren und Kühltürme ............................................................... 31 Gasturbine .......................................................................................................................................32 Wirkungsgrade.............................................................................................................................33

3 Effiziente Brennstoffausnutzung 3.1 3.2 3.3 3.4

Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD) ............................................................35 Kraft-Wärme-Kopplung .........................................................................................................35 Leittechnik von Kraftwerken ...........................................................................................37 Kraftwerksbetrieb .....................................................................................................................38

Vorschläge für eine Betriebserkundung............................................... 40 Ausblick ............................................................................................................. 42 Impressum ........................................................................................................ 43

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Das Stromversorgungssystem der Zukunft wird komplexer

Onshore-Windpark speist seinen Strom am Umspannwerk direkt ins Netz ein.

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Die Energiewende ist in aller Munde.

Und das hat seinen guten Grund. Denn die Entscheidungen, die in diesen Tagen getroffen werden, bestimmen für die kommende Generation die Architektur und Spielregeln in der Energiewirtschaft.

Im Moment wird das Fundament für eine moderne und innovative Energieversorgung gelegt. Sie soll kostengünstig und verlässlich bleiben, gerade und erst recht, wenn zunehmend Wind- und Sonnenstrom in den Markt kommt, der sie deutlich umweltschonender und klimafreundlicher machen soll. Die Energiewende ist außerdem eine große Chance für die Modernisierung unserer Industriegesellschaft. Von ihr können wichtige Impulse für zukunftsweisende Technologien und einen ressourcenschonenden Energiemix ausgehen.

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Wenn die Erneuerbaren Energien in Zukunft den Hauptteil der Versorgung leisten sollen, muss unser bestehendes Stromversorgungssystem von Grund auf umstrukturiert und modernisiert werden.

In der Vergangenheit waren es ca. 450 Großkraftwerke, die in der Nähe der großen Stromverbrauchszentren (z. B. Städte, Industriebetriebe) standen, mit der großen Fläche des Landes aber über ein filigranes Netzwerk aus Übertragungs- und Stromverteilungsnetzen verbunden waren. Mit dem Umbau der Stromerzeugung hin zu Erneuerbaren-Energien-Anlagen kehrt sich die Fließrichtung des Stroms im bestehenden Stromnetz quasi um.

Der in Erneuerbare-Energien-Anlagen erzeugte Strom muss in der Fläche eingesammelt, gebündelt und an die großen Verbrauchszentren z. T. über sehr große Distanzen herangeführt werden. So müssen beispielsweise die großen Windparks in Nord- und Ostsee mit den großen Verbrauchszentren im Rhein-Maingebiet und in Süddeutschland über neu zu bauende Hoch- und Höchstspannungstrassen verbunden werden. Das erfordert nicht nur eine Menge an Kupfer für die neuen Leitungen, sondern auch eine grundlegend neue Art und Weise der Systemführung und -steuerung unseres gesamten Stromversorgungssystems (bis hin zum Endverbraucher, Stichwort: Smart Grids), wie man das bisher noch nicht kannte.

Das Stromversorgungssystem der Zukunft wird also deutlich komplexer.

Auf den Bereich der Stromerzeugung bezogen heißt das, sicherzustellen, dass für die fluktuierende Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien trotzdem zu jedem Zeitpunkt ein Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch durch andere Stromerzeugungseinrichtungen, Stromspeicher oder regelbare Stromgroßverbraucher gewährleistet wird.

Dass dies jederzeit geschieht, scheint uns heute selbstverständlich. Diese hohe Versorgungssicherheit ist tatsächlich aber eine der Stärken der bisherigen Stromversorgung durch Wärmekraftwerke. Für einen längeren Übergangszeitraum werden diese Kraftwerke auch in Zukunft einspringen müssen, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht. Zug um Zug – und wo wirtschaftlich vernünftig – wird sich auch die Nachfrage anpassen müssen, oder es müssen Speichertechnologien entwickelt werden und zum Einsatz kommen. Und schließlich ist es unerlässlich, die Rahmenbedingungen und Regularien an den Strommärkten weiterzuentwickeln, damit sie diese Entwicklung ermöglichen und unterstützen.

Hier kommt also ein Begriff ins Spiel, der in der breiten Öffentlichkeit nicht so präsent ist wie der Begriff der Energiewende, aber unmittelbar mit ihm zusammen-

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hängt – das Strommarktdesign. In der aktuellen Fachdiskussion wird dieses Wort sehr oft in den Mund genommen. Gemeint sind damit die Rahmenbedingungen und Regularien, denen die Energiewirtschaft an den Strommärkten unterworfen ist. Diese Regeln sollen die Transformation des Systems ermöglichen, die richtigen Impulse für Innovationen setzen, den Strompreis niedrig und stabil halten, Umweltverträglichkeit und, wie gesagt, ein hohes Maß an Versorgungssicherheit gewährleisten. Diese Komplexität soll und muss das neue Strommarktdesign abbilden, um einen fairen und europäischen Wettbewerb aller Stromanbieter und Stromkonsumenten zuzulassen. Die Diskussion um diese Regeln ist in der Fachwelt in vollem Gange und wird sich auch in den nächsten Jahren noch fortsetzen.

Im vorliegenden Heft wollen wir die Eckpunkte der Diskussion um Energiewende und Marktdesign unter der besonderen Berücksichtigung der Rolle von Kohle- und Gaskraftwerken darstellen. Denn diese waren und sind nach wie vor das Rückgrat einer sicheren Stromversorgung. Aber welche Rolle werden sie zukünftig einnehmen? Um hierauf eine Antwort zu finden, werden in der Öffentlichkeit eine Reihe von Fragen aufgeworfen: Es ist häufig von flexibleren Anlagen die Rede, sind die heutigen Kraftwerke nicht flexibel genug? Brauchen wir 2050 noch Großkraftwerke und wenn ja, wie viele? Oder lässt sich eine Industrienation wie Deutschland komplett aus dezentralen Quellen versorgen? Können wir also auf Kohle ganz verzichten und nur noch auf Gas setzen? Wie werden sich die Kraftwerke in Zukunft finanzieren, wenn sie nur noch die fehlende Last ausgleichen, darüber hinaus aber keine Energie (Strom) mehr produzieren und verkaufen dürfen?

Und wenn sie in Zukunft nur noch eine eher untergeordnete Rolle spielen, muss man dann überhaupt noch wissen, wie sie funktionieren? Muss die Funktionalität eines Kraftwerkes in der Schule behandelt werden? – Wir denken ja. Bei aller Digitalisierung, dem Trend zur Dezentralisierung und Flexibilisierung, der Erfolgsgeschichte der Erneuerbaren Energien und den noch zu erwartenden technischen Fortschritten bei den Speichertechnologien werden wir dennoch eine lange Zeit Kohle- und Gaskraftwerke brauchen. Daher lohnt es sich nicht nur, sondern es ist sogar sehr wichtig, sich mit deren technischen Bedingungen auseinanderzusetzen. Gerade vor dem Hintergrund der Energiewende ist es von großer Bedeutung, sie weiterzuentwickeln, sie effizienter, flexibler und umweltfreundlicher zu machen. Nur mit modernen großen Anlagen im Rücken können die vielen Stimmen der volatilen Erneuerbaren sich zu einem Chor zusammenfinden und das notwendige Konzert anstimmen.

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Kraftwerke und Verbundnetze in Deutschland Co So mbin lutio ed n (C Grid pla GS nte ) IB 201 8)

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18

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-

Kraftwerke ab 100 MW 4.000 (in MW) 3.000 2.000

1.000

750 500 350

Braunkohle Steinkohle Erdgas Kernenergie Heizöl Konvertergas Abfall

Raffineriegas Gichtgas Ölrückstand Wind Wasser Biomasse Photovoltaik

Seekabel 380-kV-Leitung 380-kV-Leitung geplant 220-kV-Leitung 155-kV-Leitung

Übertragungsnetzbetreiber Amprion TenneT 50Hertz TransnetBW

Quelle: Umweltbundesamt 2016; Download der Karte » http://www.umweltbundesamt.de/bild/kraftwerke-verbundnetze-in-deutschland

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Energiewende und Strommarktdesign

Das Gas- und Dampfturbinenkraftwerk Hamm-Uentrop ging 2007 ans Netz und versorgt 1,8 Millionen Haushalte mit Strom.

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Mit Energiewende wird in Deutschland der Umbauprozess einer auf die vorrangige Nutzung fossiler Energieträger ausgerichteten Energieversorgung zu einer nachhaltigen beschrieben, an dessen Ende die nahezu alleinige Nutzung von Erneuerbaren Energien stehen wird. Mit dem internationalen Umweltabkommen der Vereinten Nationen (sogenanntes Kyoto-Abkommen), das 1994 in Kraft trat, wurde ein politischer Prozess gestartet, der das Ziel hat, die anthropogenen Auswirkungen auf das weltweite Kima auf ein Mindestmaß zu beschränken. In Europa hat sich die Klimapolitik seitdem zu einem der dynamischsten Politikfelder der EU entwickelt. Den Auftakt im neuen Jahrtausend bildete ein von der EU-Kommission vorgelegtes Grünbuch über eine „nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere Energieversorgung“, das eine breite Debatte eröffnete.

2007 hat die Kommission dann die ersten Ziele vorgelegt und konkrete Maßnahmen vorgeschlagen. Mit Stand Oktober 2014 soll der Erneuerbare-Energien-Anteil im Energiemix (Strom, Heizen, Verkehr) in der EU im Jahr 2030 bei „mindestens 27 Prozent“ liegen. Die EU verpflichtet sich, bis zum Jahr 2030 ihre CO2-Emissionen um mindestens 40 Prozent im Vergleich zum Jahr 1990 zu reduzieren.

Auf diese Vorgaben aufsetzend hat die Bundesregierung im Koalitionsvertrag von 2013 Ziele für die weitere Entwicklung des deutschen Strommix formuliert. Die Absicht, bereits im Jahr 2025 in der Stromerzeugung einen Anteil der Erneuerbaren Energien von 40 bis 45 Prozent zu erreichen, ist ambitioniert, jedoch durchaus erreichbar. Bis 2050 wird in Deutschland sogar eine CO2-neutrale Stromproduktion angestrebt. Die erwartete steigende Nutzung von Biomasse, von Wind- und Solarenergie, aber auch erst mittelfristig wirksame Planungen zur weiteren Erschlie-

ßung von Wasserkraft und Geothermie liegen diesen hohen Erwartungen zu Grunde. Alle Parteien im deutschen Bundestag befürworten die Energiewende.

Der Anteil der Erneuerbaren an der deutschen Energieversorgung ist im Zeitraum von 2004 von circa neun Prozent bis 2014 auf circa 26 Prozent extrem schnell angestiegen eine Erfolgsgeschichte, die ihresgleichen sucht. Die Mindestvorgaben der EU bis 2030 sind damit in Deutschland schon heute fast erfüllt. Trotz des noch immer großen Anteils der fossilen Energieträger an der Stromerzeugung sind die Erneuerbaren damit zum Hoffnungsträger für eine neue Art der Stromversorgung geworden.

Die dadurch notwendig gewordenen Veränderungen und Maßnahmen stoßen in der Bevölkerung im Allgemeinen auf eine hohe, aber nicht ungeteilte Akzeptanz: So halten 90 Prozent der Bevölkerung die Energiewende für sehr wichtig oder wichtig. Knapp die Hälfte der Bevölkerung ist derzeit jedoch der Ansicht, ihr Kostenbeitrag sei zu hoch und es werden, angesprochen auf die größten Probleme bei der Umsetzung der Energiewende, die Kosten und die Finanzierung der Energiewende-Maßnahmen mit Abstand am häufigsten genannt.

Entlang den vorgesehenen Trassen für die neu zu bauenden und für den Erfolg der Energiewende unabdingbaren Hoch- und Höchstspannungsleitungen quer durch Deutschland bilden sich starke Bürgerbewegungen, welche diesen Netzausbau ablehnen. Ebenso stößt der weitere Onshore-Ausbau der Windkraft landesweit auf eine wachsende Ablehnung in der Bevölkerung der betroffenen Gebiete.

Stromerzeugung – Zehnjahresvergleich der Anteile der Energieträger

5%

5%

Heizöl, Pumpspeicher und Sonstige

Heizöl, Pumpspeicher und Sonstige

27 %

11 %

Kernenergie

Erdgas

16 %

10 %

Kernenergie

Erdgas

10 % Erneuerbare Energien

2004

2014*

578,2 Mrd.

587,5 Mrd.

Kilowattstunden

Kilowattstunden

22 % Steinkohle

26 % 25 % Braunkohle

Erneuerbare Energien

25 % Braunkohle

18 % Steinkohle

Quelle: BDEW, Stand: 05/2015

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* vorläufig

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1

Nimmt man das alles zusammen, wird klar, dass der Strommarkt in den kommenden Jahren in erster Linie vom Übergang in ein neues System geprägt sein wird.

Positiv gesehen wird dagegen, dass im liberalisierten Energiemarkt der Verbraucher seinen persönlichen Bedarf über die Wahl eines entsprechenden Energieanbieters oder den Bau einer eigenen Investition in eine Erzeugungsanlage frei gestalten kann.

Es stellt sich aber auch die Frage, ob aufgrund des steigenden Anteils Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung das derzeitige Strommarktdesign den besonderen Anforderungen des volatileren Energieangebots gewachsen ist. Dabei gilt es insbesondere die Frage zu klären, ob es notwendig ist, in einem bestimmten Umfang steuerbare Kraftwerke als Reservekapazitäten bereitzuhalten, die auch in Zukunft bestimmte Netz- und Systemdienstleistungen erbringen sowie kurzfristige Versorgungsengpässe durch Ungleichgewichte an den Strommmärkten überbrücken und ausgleichen können. Im derzeitigen Strommarkt wird die Bereitstellung von Kapazität nicht vergütet, sondern nur die tatsächlich gelieferte Menge an Strom. Man spricht von einem Energy-only-Markt.

Der Erfolg der Energiewende hängt maßgeblich auch davon ab, dass die gesetzlich und marktwirtschaftlich notwendig gewordenen Maßnahmen und Instrumente optimal ineinandergreifen, die Versorgungssicherheit dabei auf hohem Niveau erhalten und gewährleistet bleibt und im Interesse bezahlbarer Strompreise die Kosten nicht aus dem Ruder laufen.

1.1 Quantitative Ziele leiten den mittel- und langfristigen Umbau des Stromsektors

1.2 Der Unterschied von installierter Leistung und Stromerzeugung

Bis zum Jahr 2020 sollen die Treibhausgasemissionen um 40 Prozent gegenüber 1990 und der Primärenergieverbrauch um 20 Prozent gegenüber 2008 sinken. Die Erneuerbaren Energien sollen bis 2025 40 bis 45 Prozent und bis 2035 55 bis 60 Prozent zum Stromverbrauch beitragen.

Für 2050 hat sich die Bundesregierung weitere Ziele gesetzt: Die Treibhausgasemissionen sollen um 80 bis 95 Prozent gegenüber 1990 und der Primärenergieverbrauch um 50 Prozent gegenüber 2008 zurückgehen. Dazu soll auch eine Verringerung des Stromverbrauchs beitragen.

Gleichzeitig soll der Anteil Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch auf mindestens 80 Prozent steigen.

Neben Faktoren wie Verfügbarkeiten oder Kosten sind in der Diskussion um die Entwicklung des neuen Energiemix auch die Anlagenzahl und die installierte Leistung maßgebliche Kenngrößen. Allerdings werden die Begriffe elektrische Leistung und Stromerzeugung (elektrische Arbeit) gerne miteinander vermischt. So beschreibt die Stromerzeugung (elektrische Arbeit) den Output der

Energiekonzept der Bundesregierung

2008 in TWh

1

2050

640 130

ambitionierte Ziele des Energiekonzeptes

160

550

65 510 ca. 300 %

350

285

90 Stromerzeugung

Effizienzgewinne

Stromnachfrage

deutsche Importe

deutsche Erzeugung

konventionelle Erneuerbare Erzeugung Energien

Vom Referenzwert Energieerzeugung 640 TWh in 2008 werden als Erstes 20 % abgezogen, die durch Energieeinsparungen erreicht werden sollen. In einem zweiten Schritt wird ein Systemwechsel vom aktuellen Energieexport zum Energieimport von 30 % angesetzt. Der Rest von 350 TWh wird 80 zu 20 aufgeteilt. Die rechnerische Steigerung des Anteils Erneuerbarer Energien am Strombedarf auf 80 % in 2050 gilt vielen Experten als erreichbar.

Quelle: BDEW

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Brennkammer im Gas- und Dampfturbinenkraftwerk Hamm-Uentrop.

Anlage an Strom, der in die Stromnetze eingespeist wird (in Analogie zu den gefahrenen Kilometern beim Auto).

Die installierte Leistung hingegen beschreibt das Vermögen einer Anlage, bei voller Ausnutzung der technischen Möglichkeiten der Anlage für einen bestimmten Zeitraum die Bereitstellung einer bestimmten Menge an Energie gewährleisten zu können (in Analogie zur PSZahl des Motors beim Auto). Allerdings ändert sich dieses Bereitstellungsvermögen in der Regel mit dem Alter einer Stromerzeugungsanlage. Eine hohe installierte Leistung bedeutet daher noch nicht zwangsläufig eine hohe Stromerzeugung. Eine kleine Anlage, die dauerhaft nahe ihrer installierten Leistung betrieben wird, kann innerhalb eines Jahres mehr Strom erzeugen als eine große Anlage, die nur phasenweise ihre maximale Leistung erreicht oder vorübergehend gar keinen Strom erzeugt.

Bei den dargebotsabhängigen Energien kommt erschwerend hinzu, dass diese von meteorologischen Faktoren abhängen, die nicht planbar sind. Ihre installierte Leistung kann daher im praktischen Betrieb nur in wenigen Stunden des Jahres auch tatsächlich in Anspruch genommen werden, so dass sich beispielsweise das durchschnittliche Leistungsangebot von Windkraftanlagen an Land, über alle Stunden eines Jahres gemittelt, bei 20 Prozent liegt.

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Auch Photovoltaik-Anlagen erreichen nur bei intensiver Sonneneinstrahlung ihre maximale Leistung. Wasserkraft und Biomasse haben zwar an der installierten Leistung nur einen Anteil von 13 Prozent, erzeugen aber aufgrund ihrer hohen Verfügbarkeit und Auslastung mehr als 40 Prozent des Stroms aus Erneuerbaren Energien.

1.3 Der Strommarkt in der Übergangsphase In der ersten Phase der Energiewende hat sich der derzeitige Strommarkt grundsätzlich bewährt. Die Erneuerbaren sind auf einen Anteil von rund 33 Prozent an der Stromerzeugung angewachsen. Bereits 2011 wurden acht Kernkraftwerke mit einer Erzeugungskapazität von insgesamt rund acht Gigawatt endgültig stillgelegt. In 2016 kam die Stilllegung des KKW Grafenrheinfeld mit einer installierten Leistung von 1.345 MW hinzu. Der Markt hat dabei bereits eine bemerkenswerte Anpassungsleistung gezeigt. Bis 2022 wird Deutschland komplett aus der Kernenergienutzung aussteigen. Hierdurch werden weitere Erzeugungskapazitäten in Höhe von rund 12 Gigawatt stillgelegt.

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1

Erneuerbare Energien werden weiterhin im Rahmen des vom Erneuerbaren-Energien-Gesetzes definierten Ausbaukorridors stark ausgebaut. Hierbei nehmen Windenergie und Photovoltaik die tragende Rolle ein. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien verändert die Anforderungen an den konventionellen Kraftwerkspark. Der Gesamtbedarf an Grund- und Mittellastkraftwerken sinkt. Während der Bedarf an flexiblen Spitzenlasttechnologien und einem entsprechenden Lastmanagement steigt.

1.4 Das neue Strommarktdesign Welche Aufgaben hat der Strommarkt? Welche Rolle spielen hier die konventionellen Kraftwerke? Und wieso haben sie auf dem Strommarkt nach wie vor ihren festen Platz?

Der Strommarkt hat im Kern eine Synchronisierungsaufgabe. Elektrische Energie kann nicht gespeichert werden.

Der zukünftige Strommarkt muss deshalb dafür sorgen, dass jederzeit genau so viel Strom in das Stromnetz eingespeist wird, wie gleichzeitig aus diesem entnommen wird. Um dies zu erfüllen, hat der Strommarkt zwei Mechanismen: eine Vorhalte- und eine Einsatzfunktion.

DAS VORHALTEN VON AUSREICHENDER KAPAZITÄT

Damit jederzeit ein Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage möglich ist, müssen ausreichend flexible Erzeuger und flexible Verbraucher, d. h. installierte Leistung von Erzeugern und anpassungsfähige Leistung von Verbrauchern, am Markt vorhanden sein. Preissignale müssen dafür sorgen, dass die Erzeuger solche Anlagen bauen und die Verbraucher eine entsprechende Leistungsinanspruchnahme planen. Gleichzeitig müssen für den zukünftigen Markt der Erzeugungsmix und das Lastmanagement weiterentwickelt und effizienter gemacht werden.

Residuallast

DIE EINSATZFUNKTION

Stromerzeugung und –verbrauch müssen jederzeit im Gleichgewicht sein. Es reicht daher nicht, dass Erzeugungsanlagen und Verbraucher grundsätzlich vorhanden sind. Für eine sichere Versorgung muss der Strommarkt durch Preissignale auch jederzeit dafür sorgen, dass die vorhandenen, zum Teil volatilen Stromangebote in der Höhe des zu erwartenden Verbrauchs synchron erzeugt und auch tatsächlich abgerufen werden.

Die Synchronisierung von Erzeugung und Verbrauch muss auch in Extremsituationen, wie z. B. bei hoher oder niedriger Residuallast, funktionieren. ↘ Maximale Residuallast: Die Stromnachfrage ist hoch und es wird gleichzeitig wenig Wind- und Sonnenstrom produziert. Dies kann an einem kalten, windstillen Winterabend vorkommen. ↘ Minimale Residuallast: Die Stromnachfrage ist gering und es wird gleichzeitig viel Wind- und Sonnenstrom produziert. Dies kann an einem windigen und / oder sonnigen Wochenend- oder Feiertag vorkommen.

Beide Extremsituationen stellen den Strommarkt vor Herausforderungen, die er sicher und kosteneffizient bewältigen muss. Bei hoher Residuallast müssen flexible konventionelle Kraftwerke, Speicher oder Stromimporte aus dem Ausland die Nachfrage decken. Alternativ können flexible Verbraucher ihre Nachfrage reduzieren. Bei geringer Residuallast sollen Kohle- und Gaskraftwerke heruntergefahren werden, Speicher gefüllt, der Export verstärkt und flexible Verbraucher zugeschaltet werden.

Im technischen Bereich gibt es zahlreiche Optionen, Erzeugung und Verbrauch flexibler zu gestalten. Hier ist auch ein weites Feld für Forschung und Entwicklung. ↘ Erzeugung: Kohle- und Erdgaskraftwerke, aber auch Biomasseanlagen können in ihrer Handhabung noch flexibler werden.

Der Begriff Residuallast (lat. residuum „Rest“) bezeichnet heute noch die in einem Elektrizitätsnetz nachgefragte Leistung (Last) vermindert um den Anteil an fluktuierender Einspeisung von dargebotsabhängigen Erzeugern wie z. B. Windkraft oder

↘ Nachfrage: Preissignale können in Industrie, Gewerbe und Haushalten eine Welle der Innovationen auslösen.

Eine Stärkung der Wirtschaftlichkeit durch flexiblen Energieverbrauch wäre die Folge.

Photovoltaikanlagen. Sie stellt also die Restnachfrage dar, welche in Zukunft von regelbaren Kraftwerken bzw. entsprechenden Speichern oder durch eine Anpassung in der Nachfrage sowie durch Stromimporte abgedeckt werden muss.

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↘ Speicher: Pumpspeicher und Batteriespeicher sind unter den gegenwärtigen Rahmenbedingungen an den Strommärkten in der Regel nicht wirtschaftlich. Bei hohen Anteilen von Erneuerbaren Energien werden zusätzliche neuartige Langzeitspeicher ins Spiel kommen müssen, die saisonale Schwankungen ausgleichen können.

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Mindestlast betrieben werden können, d. h., sie müssen flexibler werden.

Wie kann dies realisiert werden? Gasturbinenkraftwerke können zum Beispiel am Morgen bei Sonnenaufgang in der Leistung zurückgefahren werden und die benötigte Fernwärme aus einem Dampfspeicher bereitgestellt werden, der in der Nacht aufgeladen wurde. Anschließend könnten sie sogar ganz abgestellt werden, wenn genügend Energie aus Photovoltaik und Windenergie vorhanden ist. Am Abend, wenn die Sonne untergeht, müssen die Kraftwerke wieder angefahren werden.

Bisher haben die Kraftwerke dafür ein bis zwei Stunden benötigt. Zuerst haben die Kraftwerke die Gasturbine hochgefahren und damit einen Teil der elektrischen Leistung erzeugt. Mit dem heißen Abgas der Gasturbine wurde dann ein Dampfkessel aufgeheizt, bis Dampf entsteht. Mit diesem Dampf musste die Dampfturbine vorgewärmt werden, bis sie starten konnte.

Techniker kontrolliert Flansch mit Gasprüfgerät.

↘ Netze: Gut ausgebaute und an die Erfordernisse des neuen Stromversorgungssystems angepasste Stromnetze ermöglichen zudem einen überregionalen Ausgleich der Schwankungen in der Nachfrage und der volatilen Erzeugung. Darüber hinaus können europaweit verfügbare Technologien besser synchronisiert werden (z. B. Wind- und Sonnenkraftwerke in Deutschland und Wasserkraftspeicher in den Alpen und Skandinavien).

Da das Potenzial an technischen Flexibilitätsoptionen so vielfältig und nach Einschätzung von Fachleuten weit größer als der tatsächliche Bedarf ist, können sich die kostengünstigsten Lösungen in einem technikoffenen Wettbewerb herauskristallisieren.

Die flexiblen Kraftwerke verkürzen diese Zeit: Wenn die Gasturbine hochfährt, wird sofort der gespeicherte Dampf aus dem Dampfspeicher zum Vorwärmen verwendet. Dadurch kann die Dampfturbine etwa 15 Minuten nach dem Start der Gasturbine hochgefahren werden. Insgesamt kann damit ein Kraftwerk im „Heißstart“ innerhalb von 30 Minuten auf volle Leistung gebracht werden. Bei den Kohlekraftwerken ist ebenfalls eine Verkürzung der Anfahrzeit möglich: Durch den Einsatz von Automatisierungstechnik kann der Kraftwerksprozess so gesteuert werden, dass die Anfahrzeit vermindert wird, ohne dass einzelne Komponenten des Kraftwerkes unzulässig belastet werden.

Voll- und Teillast VOLLLAST

Im Rahmen unserer Fragestellung wollen wir die Flexibilisierung von Kraftwerken etwas genauer beleuchten.

Ein Kraftwerk wird bei voller Leistung (sogenannte Engpassleistung) gefahren. Das ist bei Inbetriebnahme des Kraftwerks die installierte Leistung, für die

ANFAHRZEITEN

es ausgelegt ist und bei der es meistens auch den besten Wirkungsgrad erzielt.

Da in den Jahren bis 2020 aus technischen und wirtschaftlichen Gründen nicht genügend Speicherkapazitäten im deutschen Energiesystem ausgebaut werden können, haben im Wesentlichen die thermischen Kraftwerke die Aufgabe, wie im bisherigen System die Bereitstellung von Netz- und Systemdienstleistungen bereitzustellen.

Hierzu müssen sie häufiger und in kürzerer Zeit angefahren werden können, größere und steilere Lastrampen (größere Laständerungen und höhere Laständerungsgeschwindigkeiten) bewältigen und bei einer geringeren

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TEILLAST

Hierbei fährt ein Kraftwerk eine kleinere Leistung.

Klassische thermische Kraftwerke können aber ihre Mindestlast nur auf einen Wert von etwa 40 Prozent absenken. Neue Kraftwerke hingegen sind in der Regel nur noch für eine Mindestlast von 25 Prozent ausgelegt.

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1

1

ÜBERGANGSVERHALTEN

Wirk- und Blindleistung

Ein zweiter Fokus der aktuellen Untersuchungen liegt auf dem dynamischen Übergangsverhalten aller Anlagen im System. Um das Zusammenspiel der unterschiedlichen Anlagen im Netz stabil zu halten, benötigen die Netzbetreiber Regelenergie. Man spricht hier auch von „Ersatz“-Leistung, die bei unvorhergesehenen Ereignissen die Frequenz im Netz konstant hält. Regelenergie war im konventionellen Kraftwerksbetrieb schon immer notwendig, um Verbraucherschwankungen auszugleichen und einen sicheren Netzbetrieb zu gewährleisten. Durch den Ausbau von Erneuerbaren Energien und die daraus folgende Einspeisefluktuation erhöht sich der Bedarf an Regelleistung deutlich. Die Bereitstellung von Regelleistung zur Frequenzhaltung ist die Systemdienstleistung mit dem ökonomisch höchsten Gewicht.

Die Wirkleistung ist die in Arbeit (Motor, Wärme, Licht) umgesetzte Leistung. Bei einer Stromversorgung auf Grundlage von Wechselstrom (im praktischen Betrieb der sogenannte „Drehstrom“) gibt es auch die Blindleistung. Hierbei wird in einer Halbwelle der Wechselspannung die magnetische Leistung in einer Induktivität gespeichert. In der nächsten Halbwelle wird sie wieder zurückgespeist. Das heißt, die Leistung pendelt hin und her und gibt keine Arbeit ab.

Bei großen Transportentfernungen in einem Übertragungsnetz kann dies ein Problem werden, weil dann der Strom einen erheblichen Anteil an Blindleistung hat und für die Übertragung der Wirkleistung nur noch wenig übrig bleibt. Durch Einsatz von

Die Regelenergie aus der konventionellen Erzeugung wurde früher eher als Zusatzfunktion wahrgenommen. Da aber die Stromeinspeisungen aus dargebotsabhängigen Quellen bereits heute die dominierenden Erzeugungsquellen im gesamten Stromversorgungssystem bilden, gewinnen auch die Fragen nach dem benötigten Umfang und den Quellen der Bereitstellung von Regelenergie zunehmend an Bedeutung.

Kraftwerken an vielen Stellen im Netz kann lokal

Die Kosten für Regelenergie können erheblich sein, da sie nicht nur von im Augenblick in Betrieb befindlichen Kraftwerken und Pumpspeicherkraftwerken bereitgestellt, sondern auch durch gesonderte Spitzenlastkraftwerke abgedeckt werden (Gasturbinenanlagen). Diese wiederum müssen dazu schnellstartfähig sein und ihre volle Leistung in wenigen Minuten erreichen können. Ihre spezifischen Stromerzeugungskosten sind dafür allerdings vergleichsweise hoch.

Die Induktivität ist die Fähigkeit einer Spule, in

Blindleistung erzeugt werden, wodurch die Netze für den Transport der Wirkleistung frei werden.

Induktivität

den eigenen Windungen durch ein Magnetfeld eine Spannung zu erzeugen. Man spricht davon, dass die Spule eine Spannung induziert. Der Auslöser ist das Magnetfeld der Spannung.

SPEZIELLE KRAFTWERKSRESERVEN

Systemdienstleistungen Die sogenannten Systemdienstleistungen sind jene für die Funktionstüchtigkeit des gesamten Stromversorgungssystems unverzichtbaren Dienstleistungen, welche die Netzbetreiber zur störungsfreien Übertragung und Verteilung elektrischer Energie bisher vor allem bei den Betreibern von konventionellen Kraftwerken und von Pumpspeicherkraftwerken zusätzlich anfordern. Dies sind unter anderem Frequenzhaltung, Spannungshaltung und Versorgungswiederaufbau.

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Kehren wir zurück ins Jahr 2015 und betrachten wir die nächsten zehn Jahre und damit die nächste Etappe der Energiewende und des Umbaus unseres Stromversorgungsystems. Wie kann diese Etappe bewältigt werden, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden? Alle Beteiligten aus Technik, Wirtschaft und Politik sind sich einig, dass man sich dabei auf ausgleichende Wirkung von Marktkräften allein nicht verlassen kann. Aus diesem Grunde haben Politik und Behörden auch angeregt, verschiedene Reservepools an Erzeugungsanlagen (vornehmlich konventionelle Kraftwerke) anzulegen, die jeweils spezielle Aufgaben bewältigen und dabei außerhalb der Strommärkte agieren sollen, aber technisch so ausgestattet sind, dass auf sie im Bedarfsfall jeder Zeit zugegriffen werden kann. Die markantesten Reservepools sind die Netzreserve und die Kapazitätsreserve. Die Netz-

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reserve dient vor allem der Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätssystems und mit der Kapazitätsreserve soll das Auftreten von Leistungsbilanzdefiziten nicht vorhersehbare und außergewöhnliche Extremsituationen am Markt abfangen.

Die aktuelle Etappe des Umbaus unseres Stromversorgungssystems ist vor allem durch den fortschreitenden Binnenmarktausbau, den Kernenergieausstieg bis 2022 sowie den weiteren Übergang in eine IT-gesteuerte, komplexere Stromversorgung, bei der die volatilen Erneuerbaren Energien den Hauptteil der Stromeinspeisung leisten, geprägt. Damit trotz der Komplexität der zu bewältigenden Aufgaben sowohl die Versorgungssicherheit gewährleistet als auch Planungssicherheit bei den Investoren hergestellt wird, bedarf es einer Absicherung dieses Prozesses. Diese Aufgabe werden in den nächsten Jahren die verschiedenen Reservepools an Erzeugungsanlagen übernehmen.

1.5 Die Rolle der Energieeffizienz Aus Sicht der Stromversorgungsunternehmen ist und bleibt das Stromsparen natürlich eine besonders kostengünstige Möglichkeit, um in Zukunft dem weiteren Anstieg der Systemkosten entgegenzuwirken. Denn die steigende Energieeffizienz reduziert den Strombedarf „klassischer“ strombetriebener Geräte, während „neue“ Verbraucher wie Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen hinzukommen. Daneben kann ein intelligenter Einsatz von Batteriesystemen und Wärmespeicher in Zukunft zur Steigerung der Flexibilisierung des Stromversorgungssystems beitragen.

In aktuellen Studien werden folgende Größenordnungen diskutiert: ↘ Die Steigerung der Energieeffizienz senkt die Kosten des deutschen Stromsystems deutlich. Jede eingesparte Kilowattstunde Strom reduziert Brennstoffe, CO2-Emissionen, fossile und erneuerbare Kraftwerksinvestitionen sowie Netzausbau. Eine Reduktion des Stromverbrauchs bis 2035 um 10 bis 35 Prozent gegenüber der Referenzentwicklung senkt die Kosten im Jahr 2035 um 10 bis 20 Milliarden Euro (Stand 2012). ↘ Die Steigerung der Energieeffizienz im Strombereich ist gesamtwirtschaftlich sinnvoll. Eine eingesparte Kilowattstunde Strom bewirkt je nach betrachtetem Szenario eine Kosteneinsparung im Stromsystem zwischen 11 und 15 Cent (Stand 2012) im Jahr 2035. Sehr viele Effizienzmaßnahmen sind wesentlich günstiger umzusetzen, ihre Umsetzung ist damit aus gesamtwirtschaftlicher Sicht sinnvoll. ↘ Je geringer der Stromverbrauch, desto geringer fällt auch der Ausbaubedarf der Stromnetze aus. Der langfristige Ausbaubedarf im deutschen Übertragungsnetz bis zum Jahr 2050 kann bei einer deutlichen Steigerung der Energieeffizienz von 8.500 Kilometern Leitungslänge auf einen Ausbaubedarf zwischen 1.750 und 5.000 Kilometern gesenkt werden. ↘ Eine Senkung des Stromverbrauchs senkt CO2-Emissionen und Brennstoffimportkosten. Durch eine Reduktion des Stromverbrauchs um mehr als 15 Prozent gegenüber einer Referenzentwicklung können im Jahr 2020 die CO2-Emissionen um 40 Millionen Tonnen und die Importausgaben für Steinkohle und Erdgas um 2 Milliarden Euro (Stand 2012) reduziert werden.

Auch hier gilt es also große Potentiale zu identifizieren und zu heben.

Pufferspeicher im Energiebunker in Hamburg.

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1.6 Dezentralität Für den Begriff „Dezentralität“ gibt es bisher noch keine eindeutige Definition. In der Regel spricht man von einer dezentralen Stromerzeugung, wenn elektrische Energie verbrauchernah erzeugt wird, z. B. innerhalb oder in der Nähe von Wohngebieten und Industrieanlagen mittels Kleinkraftwerken. Die Leistungsfähigkeit der Stromerzeugungsanlagen ist in der Regel nur auf die Deckung des Energiebedarfs der unmittelbar oder in der näheren Umgebung angeschlossenen Stromverbraucher ausgelegt. Auch Inselnetze, d. h. die Zusammenschaltung kleiner, weniger Stromerzeuger und -verbraucher an abgelegenen Orten, die nicht an das öffentliche Stromnetz angeschlossen sind, zählt man zur dezentralen Stromerzeugung. Ebenso werden Windparks und Solarparks gemeinhin zur dezentralen Stromversorgung hinzugezählt.

Allerdings ist hier der Übergang zur zentralen Stromerzeugung, gerade bei größeren Anlagenparks, fließend.

Als Merkmal für eine dezentrale Stromerzeugung könnte angeführt werden, dass diese Anlagen im Gegensatz zur zentralen Stromerzeugung die elektrische Energie nicht ins Hochspannungsnetz einspeisen, sondern ins Mittelund Niederspannungsnetz. Ein wichtiger Vorteil der dezentralen Stromerzeugung ist daher die weitestgehende Vermeidung der Verluste bei Transformation auf andere Spannungsebenen und der Übertragungsverluste durch Hochspannungsleitungen.

Häufig wird die dezentrale Stromerzeugung als Teilaspekt der Energiewende aufgefasst und mit der Umstellung von fossiler Energieerzeugung auf Erneuerbare Energien in Verbindung gebracht. Beides ist jedoch nicht zwingend miteinander verknüpft. So können z. B. Blockheizkraftwerke sowohl mit erneuerbarem Biogas als auch mit fossilem Erdgas betrieben werden.

Die Entfernung der großen Windparks in Nord- und Ostsee von den großen Stromverbrauchszentren im Rhein-MainGebiet oder gar in Süddeutschland ist wiederum so groß, wie wir das aus Zeiten vor der Energiewende bisher nicht kannten. Im System der damaligen Stromversorgung wurden Kraftwerke möglichst verbrauchernah errichtet, d. h., in einem Radius von nicht mehr als 100 bis 120 Kilometern zu einem Stromverbrauchszentrum.

1.7 Kohle oder Erdgas?

CO2-Emissionen im Detail Im Zuge der aktuellen Diskussion wird immer wieder die Frage aufgeworfen, ob denn durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien nicht ein Rückgang der CO2-Ge-

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samtemissionen zu beobachten sein müsste, wie hoch die CO2-Emissionen der unterschiedlichen Stromerzeugungstechniken sind und wie sich diese entwickeln. Das Umweltbundesamt veröffentlicht dazu jährlich einen entsprechenden Bericht, der die Gesamtentwicklung seit 1990 dokumentiert und darin auch einen durchschnittlichen Kohlendioxid-Emissionsfaktor für die gesamte Branche benennt. Dieser Faktor ist eine wichtige Bewertungsgröße für die Klimaverträglichkeit der Stromerzeugung. Eine weitere Frage wird in einer Reihe wissenschaftlicher Studien erörtert. Wie erwartet kommen diese zu dem Schluss, dass der Betrieb konventioneller Kraftwerke im Vergleich zu regenerativen Erzeugungsarten – auch unter Berücksichtigung von vor- und nachgelagerten Prozessen - die höheren CO2-Emissionen verursacht.

DER EMISSIONSFAKTOR

Das Bundesumweltamt stellt einen in der Summe sinkenden Trend fest. Von 761 g CO2 pro kWh im Jahr 1990 auf 569 g CO2 pro kWh im Jahr 2014 ist der Wert gesunken.

Das wird vom Umweltministerium positiv bewertet. Die Analyse der Trend-Entwicklung zeige, dass der bemerkenswerte Ausbau der Erneuerbaren Energien eine spürbare Senkung des Kohlendioxid-Emissionsfaktors zur Folge hat. Dieser Emissionsfaktor bezieht sich auf den Stromverbrauch in Deutschland und berücksichtigt neben den verbrennungsbedingten Emissionen auch die Netzbzw. Leitungsverluste, enthält aber nicht die Emissionen aus der Bauphase der Anlagen und der Bereitstellung der Energieträger (sogenannte Vorkette).

Detaillierter wird das Bild noch, wenn man die Emissionen aus der Verbrennung der unterschiedlichen Energieträger betrachtet. Die Unterschiede bei Braunkohle, Steinkohle und Erdgas ergeben sich aus der Brennstoffzusammensetzung und dem Wirkungsgrad des jeweiligen Kraftwerkspools. Die im Folgenden genannten Emissionsfaktoren beziehen sich auf die Stromerzeugung und berücksichtigen die Herstellung und den Bau der Kraftwerksanlagen sowie die Bereitstellung der Energieträger.

Braunkohle: Bei der Stromerzeugung aus Braunkohle werden je nach Alter und Effizienzgrad der Anlage und je nach der Brennstoffqualität der Braunkohle 950 – 1.300 g CO2 pro kWh emittiert. Durch den oberflächennahen Abbau und die in der Regel geringen Transportentfernungen zwischen Tagebau und Kraftwerk geht die Brennstoff-bereitstellung in den Studien nur mit zwei bis vier Prozent in die Gesamtemissionen ein. Wegen des hohen Wasseranteils der grubenfeuchten Braunkohle lohnt auch ein Transport über größere Entfernungen nicht. Aus diesem Grunde existiert für Rohbraunkohle auch kein Markt im üblichen Sinne.

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Der Eimerkettenbagger arbeitet der Förderbrücke zu, die den Abraum an den Rändern des Tagebaus ablegt.

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27 Stadtwerke und Regionalversorgungsunternehmen aus den Niederlanden, Österreich und Deutschland entwickelten das erste kommunale Gas- und Dampfturbinenkraftwerk am Standort Hamm-Uentrop.

Die hochmoderne Anlage ging nach zweijähriger Bauphase Ende 2007 ans Netz und versorgt bis zu 1,8 Millionen Haushalte mit Strom.

Steinkohle: Circa 800 – 1.000 g CO2 pro kWh verursacht die Verbrennung von Steinkohle zur Stromerzeugung. Im deutlichen Unterschied zur Braunkohle nimmt die Brennstoffbereitstellung bei der Steinkohle etwa 12 bis 17 Prozent der Gesamtemissionen in Anspruch. Gründe hierfür sind neben den höheren Transportentfernungen vor allem die Methanemissionen beim Kohleabbau (sog. Grubengas). Diese sind bei der im Untertagebau gewonnenen Steinkohle etwa viermal so hoch wie bei der Braunkohle im Tagebau. In Deutschland werden diese Methanausgasungen aus den Kohleflözen erfasst und in Verbrennungsmotoren zur Stromerzeugung verwertet.

Erdgas: Von 350 bis 700 g CO2 pro kWh variieren die Werte bei Erdgaskraftwerken. Die Ursache für die differierenden CO2-Emissionswerte beim Erdgas sind unterschiedliche Kraftwerkstypen (Gasturbine, GuD-Kraftwerk, Erdgaskraftwerk und Kombinationen dieser Anlagen) mit sehr unterschiedlichen Einsatzzwecken und Fahrweisen und den daraus resultierenden Wirkungsgraden.

Während die niedrigen Werte von neuen, hochmodernen GuD-Kraftwerken erzielt werden, die die Abhitze

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der Gasturbinen in nachgeschalteten Dampfturbinen zur weiteren Stromerzeugung nutzen, werden die höheren Emissionswerte von Spitzenlast-Gasturbinen emittiert, die aber üblicherweise nur für wenige Stunden im Jahr zur Netzstützung und zur Besicherung der Stromversorgung in Notfällen betrieben werden. Auch die Transportentfernungen variieren je nach Herkunftsort des Erdgases und wirken sich nennenswert auf die Ergebnisse aus.

Wissenschaftliche Studien zeigen, dass Kohle- und Erdgaskraftwerke durch die Verbrennung von fossilen Energieträgern in ihrer Lebensdauer über den Lebensweg bezogen auf die Stromerzeugung eine zehnfach höhere Gesamtemission als Erneuerbare Energien wie Windkraft, Photovoltaik und Biomasse verursachen. Dabei gilt: Braunkohle vor Steinkohle vor Erdgas. Die Gesamtemissionen zeigen aber auch, dass bei einer ganzheitlichen Betrachtung der Prozesskette über den gesamten Lebensweg keine Stromerzeugungstechnik CO2-frei ist. Bei den Erneuerbaren Energien zählen dabei in erster Linie die Herstellung und der Bau der Anlagen.

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Die Photovoltaik weist hier mit Werten von 25 bis 360 g CO2 pro kWh die größte Bandbreite auf. Im Rahmen der Herstellung entfällt der Großteil der Emissionen auf die Fertigung der Solarmodule. Ihr Anteil an der Gesamtemission liegt je nach Studie zwischen 55 und 90 Prozent, wobei die Prozessschritte der Siliziumgewinnung und der Wafer-Herstellung infolge ihres hohen elektrischen Energiebedarfs am stärksten zu den Emissionen beitragen.

Bei Windenergieanlagen werden circa 90 Prozent der Emissionen durch den Bau einer Anlage verursacht, dabei wird eine Bandbreite von 9 bis 68 g CO2 pro kWh angegeben. Bei den höheren Werten handelt es sich um kleine Anlagen an windschwachen Standorten und bei den niedrigen Werten im Wesentlichen um Offshore-Anlagen. Bei der Windenergie hat außerdem die Berücksichtigung der bereitgestellten Regelenergie bzw. der Backup-Leistungen einen deutlichen Einfluss auf die Ergebnisse. So können die dadurch verursachten CO2-Emissionen je nach Studie mit etwa 11 bis 23 g CO2 pro kWh nochmals in der gleichen Größenordnung liegen wie die Emissionen für den Bau der Anlage.

Für die Emissionen von Laufwasserkraftwerken werden in verschiedenen Studien 4 bis 40 g CO2 pro kWh angegeben. Auch bei dieser Art der Nutzung Erneuerbarer Energien werden 90 Prozent der Emissionen durch den Bau der Anlagen verursacht. Auch hier ist das Energieangebot, das sich in der angenommenen Anzahl der Volllaststunden widerspiegelt, für die spezifischen Emissionen entscheidend.

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Wie funktionieren Kohle- und Gaskraftwerke?

Braunkohlekraftwerk Schwarze Pumpe in Brandenburg.

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Wärme- oder thermische Kraftwerke haben eines gemeinsam: Sie nutzen eine Wärmekraftmaschine zum Antrieb des Generators. Zu ihnen zählen Kraftwerke für fossile Brennstoffe wie Kohle, Öl und Gas, aber auch Kraftwerke, die Müll und Biostoffe verbrennen, sowie geothermische und solarthermische Kraftwerke.

Die meisten Wärmekraftwerke sind Dampfkraftwerke. Ihre Gemeinsamkeiten liegen darin, dass durch die Verbrennung eines Energieträgers in einem Kessel Wärme erzeugt und damit Wasser verdampft wird. Der Dampf treibt eine Dampfturbine an, die ihre mechanische Energie an einen Generator überträgt, in dem Strom erzeugt wird. Bei der Umwandlung von Wärme zu elektrischer Energie ist also Wasser / Wasserdampf das charakteristische Arbeitsmittel.

Bei einem Gasturbinenkraftwerk wird hiervon abweichend kein Dampf erzeugt, sondern das verbrannte, unter hohem Druck stehende Abgas aus einer speziellen Brennkammer direkt auf die Turbinenschaufeln geleitet. Anstelle von Wasserdampf treibt die Ausdehnung des Verbrennungsgases die Turbine an. Ferner arbeiten kleinere Blockheizkraftwerke zur gleichzeitigen Bereitstellung von Wärme und Strom auch mit einem Verbrennungsmotor.

Allen fossil befeuerten thermischen Kraftwerken gemeinsam ist die Umwandelung der in einem Brennstoff gebundenen chemischen Energie über verschiedene Stufen in elektrische Energie. Wie ein Dampfkraftwerk funktioniert, ist nachfolgend exemplarisch an einem mit Steinkohle befeuerten Dampfkraftwerk beschrieben.

2.1 Die Vorgänge im Überblick Im Feuerraum des Dampferzeugers wird die speziell aufbereitete, zu Staub fein gemahlene Kohle unter Luftzufuhr verbrannt. Dabei entsteht aus der chemischen Energie des Brennstoffs Wärme (Enthalpie), die das Rauchgas aufheizt.

Der größte Teil dieser Wärme wird im Kessel (Dampferzeuger) vom Rauchgas auf das Wasser übertragen, das in Rohrleitungen durch die Kesselwände strömt. Dieses Wasser wird unter hohem Druck erwärmt, verdampft und weiter aufgeheizt (überhitzt). Der extrem überhitzte und unter hohem Druck stehende Dampf wird auf die Turbinenschaufeln geleitet. Er entspannt sich und versetzt dabei die Turbine in eine Drehbewegung. Durch den starr an die Turbinenwelle gekoppelten Generator wird die mechanische Bewegungsenergie in elektrische Energie umgewandelt.

Prinzip der Energieumwandlung in einem Wärmekraftwerk am Beispiel eines Kohlekraftwerkes

Schornstein

Stromleitung Kessel / Dampferzeuger

Wasser-DampfKreislauf Turbine

Rauchgasreinigung

Generator

Kühlkreislauf

Kondensator Kohlenlager

Kühlturm Kohlenmühle

chemisch gebundene Energie

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Kohlenstaubgebläse

Wärmeenergie

Speisewasserpumpe

Rotationsenergie

elektrische Energie

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Mittels Transformatoren wird die elektrische Energie „hochgespannt“, bevor sie für Ferntransporte in das Stromübertragungs- oder direkt für die Verbraucher in das Stromverteilungsnetz eingespeist wird. Im Kondensator muss der in der Turbine entspannte Abdampf wieder zu Wasser kondensiert werden, bevor er dem Dampferzeuger erneut zugeführt werden kann (Wasser-DampfKreislauf). Der Prozess beginnt von vorn. Die Kondensationswärme des Abdampfes wird vom Kühlwasser aufgenommen, das den Kondensator durchläuft und die aufgenommene Wärme anschließend im Kühlturm an die Umgebung abgibt. Die bei der

Verbrennung der Energierohstoffe im Dampferzeuger entstehenden Rauchgase werden gereinigt und bei älteren Anlagen über den Schornstein oder bei modernen Anlagen über den Kühlturm abgegeben.

2.2 Brennstoffe und Brennstoffaufbereitung In fossil befeuerten Wärmekraftwerken werden die Primärenergieträger Stein- und Braunkohle, Heizöl und Erdgas verbrannt. In einem modernen Steinkohlekraftwerk mit 550 MW wer-

den täglich bei 24-stündigem Betrieb circa 3.800 t Steinkohle eingesetzt, d. h. pro Stunde mehr als sechs Güterwagenladungen zu jeweils 25 t.

Grubenfeuchte Braunkohle hat, auf die Masse bezogen, einen deutlich geringeren Energiegehalt von sieben bis zwölf Megajoule pro kg. Braunkohlekraftwerke stehen deshalb immer in der Nähe der Lagerstätte, um die Transportkosten so gering wie möglich zu halten. Braunkohle wird mit Brechern und Hammermühlen in faustgroße Teile zerkleinert und über Förderbänder oder mit dem Zug in den Kesselbunker transportiert. Sie wird in speziellen Mühlen (Ventilatormühlen)

Schema eines Förderbrückentagebaus Im Lausitzer Revier wird die Förderbrückentechnik eingesetzt und stetig weiterentwickelt. Bei dieser sind bevorzugt Eimerkettenbagger im Einsatz.

Die großen Förderbrücken haben eine Tagesleistung von bis zu 450.000 m³.

Abbaurichtung Kraftwerk Verladung Abbaufeld Vorschnitt

Rekultivierungsflächen Filterbrunnen Abraumförderbrücke F60

Abraum Kippe

Grundwasserwiederanstieg

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Grube

Braunkohle (2. Lausitzer Flöz) Grundwasserabsenkung

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staubfein gemahlen und – da sie einen höheren Wasseranteil besitzt – dabei gleichzeitig mit heißen Rauchgasen getrocknet. Das Einblasen des Kohlenstaubs in den Feuerungsraum des Dampferzeugers erfolgt durch spezielle Brenner unter genau dosierter Luftzugabe.

Experiment

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Ein Beispiel aus dem täglichen Leben macht deutlich, dass die Siede- oder Verdampfungstemperatur des Wassers vom Druck abhängig ist: In einem normalen Kochtopf verdampft das Wasser bei einem

Steinkohle hat den drei- bis vierfachen Energieinhalt und kann folglich ebenso wie Öl und Erdgas mit akzeptablem Aufwand weltweit eingekauft und über große Entfernungen zum Kraftwerk transportiert werden. Sie wird dort in einer schüttgerechten Körnung von bis zu 30 mm Durchmesser angeliefert und in Kohlemühlen zu Kohlenstaub zermahlen, bevor sie ebenfalls über spezielle Brenner in den Feuerraum eingeblasen wird.

Umgebungsdruck von 1 bar, wenn die Siedetemperatur von 100 °C erreicht wird. Die für die Verdampfung erforderliche Wärmeenergie wird also bei 100 °C zugeführt. Will man eine höhere Siedetemperatur erreichen, um die Garzeit zu verkürzen, verwendet man einen „Schnellkochtopf“ mit einem fest verschließbaren Deckel. Der erzeugte Dampf kann nicht entweichen und es entsteht ein Überdruck.

Unter diesem Überdruck kann das Wasser auf eine

Schweres Heizöl muss zunächst auf die richtige Temperatur gebracht werden, um ausreichend flüssig zu sein. Es wird dann im Brenner fein zerstäubt, mit dem Luftstrom verwirbelt und verbrannt. Gas wird ebenfalls im Brenner mit dem richtig bemessenen Luftstrom gemischt und anschließend verbrannt.

Neben fossilen Brennstoffen spielen nachwachsende Biostoffe wie Holz und Stroh, Müll aus Haushalten und Gewerbe sowie Klärschlamm eine wichtige Rolle als Brennstoffe.

Dabei geht es um die umweltfreundliche Entsorgung und um die Einsparung fossiler Brennstoffe (sogenannte Ersatzbrennstoffe) bzw. um die Reduzierung der CO2-Emissionen. Diese Stoffe werden gewöhnlich auf beweglichen Rosten oder in der Wirbelschicht verbrannt, können aber auch, wie Klärschlamm, dem Brennstoffstrom von normalen Kraftwerken beigemischt werden.

2.3 Dampferzeuger Der bis zu 120 m hohe Dampferzeuger setzt sich im Wesentlichen aus dem Verbrennungsraum und einem System von Wärmetauschern zusammen. Bei der Verbrennung im Feuerraum des Dampferzeugers wird chemische gebundene Energie in Wärmeenergie umgewandelt. Dabei werden die Rauchgase auf weit über 1.000 °C aufgeheizt. Die in den Rauchgasen entstehende Wärmeenergie erhitzt die Rohrleitungen, durch die das Wasser / der Dampf strömt. Diese Rohrleitungen kleiden den Feuerraum aus oder sind als Rohrbündel im Rauchgaskanal angeordnet. Die Gesamtlänge aller eingebauten Rohrleitungen kann in einem großen Dampferzeuger bis zu 1.000 km erreichen.

Wie im Kapitel Wirkungsgrade erläutert wird, ist der Wirkungsgrad der Umwandlung von Wärme in mechanische Arbeit umso höher, je höher die Temperatur des Mediums bei der Wärmeaufnahme im Dampferzeuger und je niedriger seine Temperatur bei der Wärmeabfuhr im Kondensator ist.

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höhere Siedetemperatur erhitzt werden, bevor es verdampft. Damit der Überdruck nicht bis zum Bersten des Kochtopfes gesteigert werden kann, muss jeder Schnellkochtopf ein Überdruckventil besitzen, das den Überdruck begrenzt.

Im Kraftwerk will man im Interesse eines möglichst hohen Wirkungsgrades die Verdampfungswärme bei möglichst hoher Temperatur zuführen. Deshalb muss das Wasser unter einen möglichst hohen Druck gesetzt werden. Die sogenannte Speisepumpe fördert und drückt das vom Kondensator kommende Wasser unter einem Druck von bis zu 300 bar in den Dampferzeuger. Dort wird das Wasser zunächst bis zur Siedetemperatur erwärmt, dann im Verdampfer bei etwa 360 °C verdampft und schließlich im Überhitzer bis auf etwa 550 bis 650 °C erhitzt, bevor es mit einem Druck von bis zu 280 bar zur Turbine geleitet wird. Die erreichbaren Drücke und Temperaturen sind im Wesentlichen durch die verfügbaren Werkstoffe für die Rohrleitungen begrenzt.

Die Überhitzung steigert zum einen den Wirkungsgrad; zum anderen wird erreicht, dass der Dampf den größten Teil der Turbine durchströmt hat, bevor er kondensiert. Eine weitere Steigerung des Wirkungsgrades wird in den meisten Kraftwerken erreicht, indem man den Dampf, nachdem er im Hochdruckteil der Turbine bereits teilweise entspannt wurde, nochmals zur Zwischenüberhitzung in den Dampferzeuger zurückführt, bevor er in den Mittel- und Niederdruckteil der Turbine eintritt.

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Dampfturbine und Drehstromgenerator

Hochdruckdampf vom Dampferzeuger

Leiträder

Laufräder Erregermaschine

3 Spulen des Stators, um 120˚ versetzt

Drehstrom rotierender Elektromagnet entspannter Dampf zum Kondensator

Der unter hohem Druck stehende Dampf entspannt sich bei seinem Weg über die einzelnen Leit- und Laufräder. Er vergrößert hierbei sein Volumen und kühlt sich ab. Ein Teil seiner Energie ist in Bewegungsenergie umgewandelt worden. Turbine und Generator befinden sich auf einer Welle. Durch das sich drehende Magnetfeld des Rotors wird in den Stator-Wicklungen dreiphasige Wechselspannung (Drehstrom) erzeugt. 3.000 Umdrehungen pro Minute entsprechen 50 Hz, der Frequenz des Wechselstroms.

2.4 Dampfturbine Die Dampfturbine setzt einen Teil der im Dampf enthaltenen Wärmeenergie in Drehbewegungsenergie um. Auf der bis zu 50 m langen, sich drehenden Turbinenwelle sind Laufräder mit Laufschaufeln befestigt. Vor jedem Laufrad liegt ein mit dem Turbinengehäuse fest verbundenes Leitrad, das aus den Leitschaufeln besteht. Die Leiträder lenken den Dampf jeweils unter dem günstigsten Winkel auf die Laufräder. Beim Durchströmen der gekrümmten Schaufeln der Laufräder wird der Dampf umgelenkt und übt dabei eine Kraft aus, welche die Laufräder und damit die Welle in Drehbewegung setzt. Bei 3.000 Umdrehungen pro Minute können dabei die äußeren Schaufelspitzen die Geschwindigkeit eines Düsenflugzeugs erreichen. Beim Durchströmen der Turbine entspannt sich der Dampf, Druck und Temperatur nehmen ab, aber sein Volumen nimmt zu. Die Schaufeln der Leit- und Laufräder werden deshalb zum Ausgang der Turbine hin immer größer.

In Turbinen von Großkraftwerken werden große Dampfströme von sehr hohen Drücken (bis zu 280 bar) auf sehr niedrige Drücke (bis zu 0,04 bar) entspannt. Dazu sind mehrere Teilturbinen erforderlich, zum Beispiel eine Hochdruckturbine zur Entspannung auf 60 bar, eine Mitteldruckturbine zur weiteren Entspannung auf 5 bar und zwei parallele Niederdruckturbinen zur Entspannung auf den Kondensa-

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tordruck von 0,03 bis 0,04 bar. In jeder Teilturbine befindet sich eine große Anzahl von Stufen, d. h. von Funktionsabschnitten hintereinander angeordneter Leit- und Laufräder.

Nach dem Austritt aus dem Hochdruckteil wird der Dampf mit Hilfe eines Zwischenüberhitzers wieder auf bis zu 650 °C aufgeheizt. Dazu wird der Dampf nochmals in den Dampferzeuger zurückgeleitet, bevor er den Mittel- und Niederdruckteil der Turbine durchströmt. Dadurch wird der Wirkungsgrad der Anlage gesteigert.

Die Laufräder moderner Dampfturbinen bestehen im Wesentlichen aus vielen propellerartigen Schaufelblättern.

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Der Dampf wird im Niederdruckteil der Turbine auf bis zu 0,03 bar entspannt. Dabei kann es bereits in der letzten Turbinenstufe zu Kondensationserscheinungen kommen. Es bilden sich erste Flüssigkeitstropfen. Hiervon dürfen jedoch nicht zu viele entstehen, denn eine Tröpfchenflut könnte bei der hohen Turbinendrehzahl die Turbinenschaufeln zerstören. Mit dieser sogenannten Enddampfnässe wird der Dampf dem Kondensator zugeleitet.

Fahrraddynamo

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Dauermagnet als Rotor

Eisenkern

2.5 Generator Die drehende Bewegung der Turbinenwelle wird auf den Generator übertragen. Der Generator besteht aus dem feststehenden ringförmigen Stator. Im Stator dreht sich der Rotor, der durch die Turbinenwelle angetrieben wird.

Sobald sich der Rotor dreht, entsteht in den Spulenwicklungen des Stators eine elektrische Spannung.

Die Grundlage für die Stromerzeugung, also für die Umwandlung von mechanischer in elektrische Energie in einem Generator, bildet die elektromagnetische Induktion. Michael Faraday hat 1831 das Phänomen beschrieben, dass bei der Bewegung eines Magneten innerhalb einer Kupferdrahtspule eine elektrische Spannung induziert wird, die an den Spulenenden abgegriffen werden kann.

Da es sehr umständlich wäre, viele Magnete in schneller Folge durch eine Spule zu schieben, um damit Strom zu erzeugen, lässt man den Magneten einfach vor angeordneten Spulenpaketen rotieren. Hierbei ist es physikalisch gleichbedeutend, ob – wie beschrieben – das Magnetfeld rotiert und die Spule fest steht oder ob sich die Spule durch ein festes Magnetfeld bewegt. Entscheidend ist, dass Magnetfeld und Spule relativ zueinander so bewegt werden, dass die Feldlinien des Magneten einen Leiter schneiden, so dass im Leiter eine elektrische Spannung entstehen kann.

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Spule

Im Fahrraddynamo dreht sich ein Dauermagnet zwischen den Schenkeln eines u-förmigen Eisens, auf dem die stromerzeugende Spule sitzt.

Beim Fahrraddynamo dreht sich ein Dauermagnet zwischen zwei Schenkeln eines feststehenden u-förmigen Eisenkerns, auf dem eine Spule sitzt. Dadurch wird in der Spule eine Wechselspannung induziert und somit der Strom für die Beleuchtung erzeugt. Man spricht hier ebenso wie bei dem im Kraftwerk üblichen Generator von einer Innenpolmaschine.

Auch im Kraftwerk dreht sich das Magnetfeld zwischen den Spulen des Stators. Im Unterschied zum Fahrraddynamo ist der rotierende Magnet des Kraftwerksgenerators kein Dauermagnet, sondern ein Elektromagnet. Dieser Elektromagnet ist ebenfalls eine Spule, die ein Magnetfeld bildet, wenn sie von Gleichstrom, dem so genannten Erregerstrom, durchflossen wird. Der Erregerstrom

Blick ins Innere einer Gasturbine. Während des Betriebs entstehen hier Temperaturen von bis zu 2.200 °C .

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stammt von einem zusätzlichen Gleichstrom-Generator, der auf derselben Achse sitzt wie der Generator und als Erregermaschine bezeichnet wird.

Jede Drehung des Elektromagneten induziert an den Enden der Statorspulen eine sinusförmige Wechselspannung und erzeugt einen Wechselstrom. Diese Sinusschwingung, die durch eine volle Umdrehung des Magneten um 360° entsteht, bezeichnet man als „Periode“.

In Kraftwerken werden Drehstromgeneratoren eingesetzt.

Der Elektromagnet bewegt sich an drei um 120° räumlich versetzten Spulen vorbei, so dass bei einer Umdrehung drei um 120° zeitlich versetzte Spannungen entstehen. Ein Drehstromgenerator erzeugt somit nicht einen Wechselstrom, sondern drei Wechselströme zugleich. Den abgenommenen dreiphasigen Wechselstrom bezeichnet man als Drehstrom. Der Drehstrom wird durch Transformatoren auf eine höhere Spannung hochgespannt, um ihn verlustärmer transportieren zu können, und an die Verbraucher geliefert.

2.6 Wasser-Dampf-Kreislauf und Kondensator Würde man den Abdampf am Austritt aus dem Niederdruckteil der Turbine in die Atmosphäre strömen lassen, dann würde er sich nur auf den Atmosphärendruck, also etwa ein bar, entspannen. Er würde in der Umgebungsluft zu Wasser kondensieren, und zwar bei derselben Temperatur, bei der Wasser bei ein bar verdampft, nämlich 100 °C. Die Wärmeenergie, die der Dampf bei der Kondensation abgibt, entspricht genau der Energie, die für die Verdampfung bei ein bar aufgewendet werden muss.

system, das aus vielen tausend Messingrohren mit etwa zwei Zentimetern Durchmesser besteht. Durch die Rohre wird Kühlwasser gepumpt, das die Kondensationswärme aufnimmt. An der Außenseite der Rohre kondensiert der Abdampf und gibt dabei die Kondensationswärme über die Rohrwände an das Kühlwasser ab. Beim Kondensieren zieht sich das große Dampfvolumen zu einem kleinen Wasservolumen (etwa 1/30.000) zusammen. Der Dampfdruck fällt dadurch auf bis zu 0,03 bar. Es entsteht also ein Vakuum, das den Abdampf aus dem Niederdruckteil der Turbine herauszieht.

Das kondensierte Wasser wird gereinigt und als Speisewasser in den Dampferzeuger zurückgepumpt. Damit schließt sich der Wasser-Dampf-Kreislauf als Teilsystem des Kraftwerksprozesses. Aus physikalischer Sicht ist der WasserDampf-Kreislauf als ein Mittel zur Energieumwandlung aufzufassen, mit dessen Hilfe Wärme- in Bewegungsenergie und schließlich in elektrische Energie überführt wird.

Der Kondensator ist die Schnittstelle zwischen dem geschlossenen Wasser-Dampf-Kreislauf, in dem Wasser als Arbeitsmittel dient, und dem Kühlkreislauf, in dem Wasser als Kühlmittel dient. Durch die Rückführung des Kondensats bleibt das aufwändig aufbereitete Wasser als Arbeitsmedium im Kreisprozess erhalten.

Eine sehr niedrige Kondensationstemperatur und damit die besten Wirkungsgrade erzielen jene Kraftwerke, die an Flüssen oder anderen Gewässern errichtet werden und deren möglichst kaltes Wasser zur direkten Kühlung nutzen.

Ansonsten muss das Kühlwasser mit Luft gekühlt werden, die im Tagesmittel, außer an Frosttagen, immer wärmer als Wasser ist und deshalb das Kühlwasser nicht so tief abkühlen kann.

Im Kraftwerk will man den Dampf jedoch möglichst gut ausnutzen, also einen möglichst hohen Wirkungsgrad erreichen. Wie im Kapitel „Wirkungsgrade“ nachzulesen, ist der Wirkungsgrad eines Wärmekraftprozesses umso größer, je höher die Temperatur bei der Wärmezufuhr und je niedriger die Temperatur bei der Wärmeabgabe ist. Deshalb wird der Dampf bis weit unter den Atmosphärendruck entspannt.

Die Grenze dafür ist dadurch gesetzt, dass man die Kondensationswärme noch an die Umgebung abgeben muss. Dies ist gerade noch möglich, wenn die Temperatur knapp über der Umgebungstemperatur liegt, also bei etwa 25 bis 30 °C. Der zur Kondensationstemperatur von 30 °C gehörende Dampfdruck beträgt etwa 0,04 bar.

Eine Entspannung auf 0,04 bar ist in einem Kondensator möglich. Der Kondensator enthält ein umfangreiches Rohr-

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Orbitalschweißen der Wärmeaustauschrohre in einem Kondensator.

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Kühlverfahren

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Frischwasserkühlung

Rücklaufkühlung

Ablaufkühlung

Kreislaufkühlung

2.7 Kühlung, Kühlverfahren und Kühltürme Wie beschrieben, wird der Kondensator mit Kühlwasser gekühlt. Für ein Kohlekraftwerk mit 600 MW Leistung werden stündlich 75.000 m3 Wasser benötigt, die um etwa 10 °C aufgewärmt werden. Das ist etwa ein Siebtel der Wasserführung, die der Neckar durchschnittlich dem Rhein zuführt. Dieses Kühlwasser kann entweder einem Gewässer entnommen und nach der Erwärmung wieder zugeführt werden oder es kann in einem Kühlturm abgekühlt werden.

Ökologie des Gewässers nicht darunter leidet, haben die Kraftwerke klare behördliche Vorgaben, um wie viel Grad das Kühlwasser aufgewärmt werden darf und welche Temperatur das Kühlwasser beim Wiedereintritt in das Gewässer maximal aufweisen darf (z. B. 28 °C). Dies kann an heißen Tagen dazu führen, dass die Leistung eines Kraftwerks reduziert werden muss.

Drei Arten von Kühlverfahren kommen in der Praxis zur Anwendung:

↘ Die Ablaufkühlung: Der Unterschied zur Durchlaufkühlung besteht darin, dass das im Kondensator erwärmte Kühlwasser einen Kühlturm durchläuft, um abgekühlt zu werden, bevor es wieder dem Gewässer zugeleitet wird.

Die Abwärme wird dabei zum größten Teil durch Verdunstungskühlung über den Kühlturm der Umgebungsluft zugeführt. Beide Verfahren werden auch als Frischwasserkühlung bezeichnet.

↘ Die Durchlaufkühlung: Bei dieser wird einem Gewässer ständig Frischwasser entnommen, durch den Kondensator des Kraftwerks geleitet und schließlich, um etwa 10 °C erwärmt, wieder zurückgeleitet. Die Abwärme wird also vollständig dem Gewässer zugeführt, das sich jedoch nach wenigen Kilometern wieder abkühlt und dabei die Wärme an die Umgebungsluft weitergibt.

Dieses Verfahren kommt ohne Kühlturm aus, erfordert deshalb die geringsten Investitionskosten und erzielt für den Anlagenbetrieb den besten Wirkungsgrad. Es benötigt aber große Frischwassermengen. Damit die

↘ Die Kreislaufkühlung: Bei diesem, auch Rücklaufkühlung genannten, Verfahren wird das im Kondensator erwärmte Wasser wie bei der Ablaufkühlung in einem Kühlturm rückgekühlt, dann aber wieder dem Kondensator zugeleitet. Bei diesem Prinzip des weitgehend geschlossenen Kreislaufs muss die im Kühlturm verdunstete Wassermenge (circa fünf Prozent) ersetzt werden. Ein bestimmter Austausch an Kühlwasser ist auch nötig, um den durch die Verdunstung im Kühlturm bedingten Anstieg der Salzkonzentration im Kühlwasser zu begrenzen.

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kommt, wird in einer Höhe von 10 – 20 m durch ein Plattensystem, vergleichbar einer Dusche, nach unten gegen die aufsteigende Luftströmung versprüht. Dabei verdunstet ein kleiner Teil und wird als Dampf vom Luftstrom in die Atmosphäre mitgenommen. Tropfenabscheider im Kühlturm verhindern, dass die nach oben steigende Kühlturmfahne, die aus Luft und Wasserdampf besteht, noch Wasser in Tropfenform enthält. Das abgekühlte Kühlwasser wird im Kühlturmbecken aufgefangen.

Von dort kann es entweder zum Gewässer zurückgeleitet oder von neuem in den Kühlkreislauf eingespeist werden.

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2.8 Gasturbine Nasskühlturm auf der Baustelle des Steinkohlekraftwerks in Lünen 2010.

Bei Kühltürmen gibt es ebenfalls drei verschiedene Funktionsarten: Trockenkühltürme, Nasskühltürme und Hybridkühltürme. ↘ Bei Trockenkühltürmen wird das Wasser durch ein geschlossenes Rohrsystem (Wärmetauscher) geführt und durch den kalten Luftstrom abgekühlt, der außen an den Rohrbündeln vorbeiströmt; bei Nasskühltürmen wird das Wasser im aufsteigenden Luftstrom des Kühlturms verrieselt. Ein Teil des Wassers verdunstet und entzieht dem verbleibenden Wasser die Verdunstungswärme. Der Wasserdampf wird durch den Luftstrom im Kühlturm mitgenommen und steigt als weißer Abschwaden über dem Kühlturm in die Atmosphäre auf. ↘ Bei Hybridkühltürmen werden die zwei Verfahren der Nass- und Trockenkühlung kombiniert. Die Investitionskosten und der War-

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tungsaufwand sind bei Hybridund Trockenkühltürmen am höchsten. Der Wirkungsgrad des Kraftwerks wird, verglichen mit den üblichen Nasskühltürmen, um ein bis zwei Prozentpunkte vermindert. Der Vorteil ist, dass weniger bzw. kein Kühlwasser benötigt wird und sich keine weißen Kühlturmschwaden bilden. ↘ Die gebräuchlichste Kühlturmform, der Naturzug-Nasskühlturm, besteht aus einer Betonschale, die sich in der Mitte verjüngt und oftmals eine Höhe von mehr als 100 m erreicht. In ihm wird das Kühlwasser, das die Abwärme des Kraftwerks aufgenommen hat, verrieselt und dabei abgekühlt. Aufgrund seiner Form und Höhe sowie des durch die Wärme bedingten Auftriebs – einem Sog im Kamin vergleichbar – steigt die Luft im Kühlturm von unten nach oben von selbst empor. Das erwärmte Kühlwasser, das vom Kondensator

Alternativ zum Wasser -Dampf-Kreislauf eignet sich auch Gas als Medium für einen Wärmekraftprozess.

Wegen ihres im Verhältnis zur Leistung sehr geringen Gewichts wurden Gasturbinen zuerst für den Antrieb von Flugzeugen eingesetzt. Da sie schnell gestartet werden können und die Investitionskosten niedrig sind, eignen sie sich in der Stromerzeugung besonders für die Deckung von Verbrauchs(last)spitzen im Stromnetz.

Bei einer Gasturbinenanlage sind ein Verdichter, eine Turbine und der Generator durch eine Welle verbunden.

Im Verdichter wird Luft aus der Umgebung auf einen Druck von bis zu 18 bar komprimiert. Sie erhitzt sich dabei auf etwa 450 °C, bevor sie in die Brennkammer gelangt. Dort wird sie mit eingedüstem Gas oder Öl gemischt und mit dem Sauerstoff der komprimierten Luft verbrannt. Das Abgas erhitzt sich dadurch weiter auf bis zu 1.600 °C. Dieses heiße Gas wird in der Turbine auf den Umgebungsdruck entspannt und gibt einen großen Teil seiner Energie über die Turbinenschaufeln und die gemeinsame Welle an den Verdichter und den Ge-

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Mit einer Kapazität von 340 Megawatt (MW) ist die SGT5-8000H in Irsching / Bayern die größte Gasturbine der Welt. Ihre Leistung ist vergleichbar mit der Triebwerksleistung von 13 Jumbojets. Sie kann allein eine Stadt wie Hamburg mit Strom versorgen.

nerator ab. Das Abgas wird dabei auf eine Endtemperatur von bis zu 500 °C abgekühlt, mit der es – in den meisten Anwendungsfällen – in die Umgebung abgegeben wird.

Man spricht deshalb auch von einem offenen Gasturbinenprozess.

Zur weiteren Wirkungsgradsteigerung kann dieses heiße Turbinenabgas in einem speziellen Abhitzekessel aber auch noch zur weiteren Stromerzeugung in einem WasserDampf-Kreislauf herangezogen werden. Man spricht dann von einem GuD-Prozess (Gas- und Dampfprozess). Mit solch einem kombinierten Prozess lassen sich heute Gesamtwirkungsgrade von über 61 Prozent erreichen – die Spitzenposition bei thermischen Kraftwerken. Das Abgas wird bei diesem Prozess in der Gasturbine nur auf eine Temperatur von etwa 600 °C abgekühlt.

2.9 Wirkungsgrade Zur Beschreibung des Gütefaktors von Energieumwandlungen, wie sie sich z. B. in einem Wärmekraftwerk abspielen, dient der Begriff des Wirkungsgrads. Er gibt an, welcher Anteil der zugeführten Energie als Nutzenergie gewonnen wird. Der Anteil der Energie, der bei einem Kraftwerksprozess als Abwärme abgegeben wird, ist für den eigentlichen Nutzungszweck verloren. Das Verhältnis von genutzter

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und zugeführter Energie heißt Wirkungsgrad d (ausgesprochen: „eta“). Dieser Wert sagt etwas über die Qualität der Umwandlung, in diesem Fall also etwas über die Effizienz der Ausnutzung des Brennstoffs aus.

d

=

genutzte Energie zugeführte Energie

Die Tatsache, dass Energie nicht verloren gehen kann, könnte zu der Annahme verleiten, dass es möglich sei, einen vorgegebenen Energiebetrag vollständig in Wärme, mechanische oder eine andere Energie umzusetzen.

Tatsächlich kommen Generatoren und insbesondere Elektromotoren mit einem Wirkungsgrad in der Energieumwandlung von bis zu 99 Prozent und besser einer nahezu vollständigen Umwandlung von mechanischer in elektrische Energie und umgekehrt sehr nahe. Anders ist es bei der Umwandlung von chemischer Energie und Wärmeenergie in mechanische Energie. Fossil befeuerte Steinkohlekraftwerke erreichen heute Nettowirkungsgrade von bis zu 46 Prozent und Braunkohlekraftwerke von bis zu 45 Prozent. Das bedeutet aber, dass der restliche Anteil von 54 bzw. 55 Prozent der als Wärme zugeführten Energie nicht ausgenutzt werden kann.

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3

Effiziente Brennstoffausnutzung

Turbinenschaufeln aus einem modernen Gaskraftwerk.

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Für den Kraftwerksprozess lässt sich zusammenfassend festhalten, dass der thermische Wirkungsgrad, also das Verhältnis der gewonnenen mechanischen Energie zur zugeführten Wärmeenergie, aus den genannten physikalischen Gründen den Wert 1 im praktischen Betrieb deutlich unterschreitet und auch niemals erreichen kann.

Dennoch wird stetig an der Verbesserung des Wirkungsgrads innerhalb der physikalischen Rahmenbedingungen gearbeitet. Zu den wichtigsten Maßnahmen zur Erzielung einer möglichst effizienten Brennstoffausnutzung zählen beim Dampfkraftprozess die Zwischenüberhitzung des Dampfes, die Speisewasservorwärmung und die Kohlevortrocknung. Außerdem gelang es den Ingenieuren, Werkstoffe zu entwickeln, die immer höheren Temperaturen und Drücken standhalten. So konnte man die Temperaturen bei der Wärmezufuhr immer weiter erhöhen. Durch verbesserte Kühlverfahren konnten die Temperaturen bei der Wärmeabfuhr immer näher an die Umgebungstemperatur herangeführt werden. Schließlich werden die Turbinenverluste durch Optimierung der Leit- und Laufschaufeln reduziert und Verluste durch Reibung sowie Wärmeverluste im gesamten Prozess minimiert.

Auch beim Gasturbinenprozess konnte der Wirkungsgrad gesteigert werden. Noch vor wenigen Jahren war die Turbineneintrittstemperatur auf circa 1.000 °C beschränkt. Dies war durch die verwendeten Materialien der Turbinen bedingt. Inzwischen versteht man es, die extrem heißen Stellen mit Keramikplatten und einer inneren Kühlung zu versehen. Keramik ist unempfindlicher gegen hohe Temperaturen. Doch dehnen sich die Keramikplatten, die auf die Schaufeln der Turbine aufgeschraubt werden, anders aus als Stahl. Die sich daraus ergebenden Probleme zu lösen, war eine hohe Anforderung an die Entwickler. Inzwischen ist es gelungen, die Gasturbineneintrittstemperatur auf circa 1.200 °C zu steigern und damit den Wirkungsgrad beachtlich zu erhöhen.

Trotz all dieser Bemühungen muss bei der reinen Stromerzeugung im Dampfkraftprozess und im Gasturbinenprozess mehr als die Hälfte der eingesetzten Brennstoffenergie an die Umgebung abgegeben werden. Deshalb wurden Techniken für die Nutzung dieser Wärmeenergie entwickelt.

3.1 Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD) Im offenen Gasturbinenprozess wird die Abwärme bei einer Temperatur von deutlich unterhalb von 600 °C (bis zu Temperaturen von etwa 500 °C) an die Umgebung abgegeben.

Man kann diese Wärmeenergie aber auch für einen nach-

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geschalteten Dampfkraftprozess nutzen, um den Dampferzeuger zu beheizen und Dampf mit nahezu 500 °C zu erzeugen. So spart man die Brennstoffenergie des Dampferzeugers und reduziert gleichzeitig die Abgabe der Wärmeenergie an die Umwelt. Der Dampfkraftprozess fährt quasi im Windschatten des Gasturbinenprozesses mit. Damit lässt sich eine erhebliche Steigerung des Wirkungsgrades auf über 61 Prozent erreichen.

3.2 Kraft-Wärme-Kopplung Alle Bemühungen, die Effizienz von konventionellen Kraftwerken zu steigern, stoßen an die Grenzen der möglichen und sinnvollen Wärmenutzung. Die bei der Stromerzeugung durch die Verbrennung von Energieträgern anfallende Wärme wird in reinen Kondensationskraftwerken über Kühltürme an die Umgebung abgegeben. Im Vergleich dazu geht die entstehende Wärme in den so genannten KraftWärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) nicht verloren, sondern wird für die Beheizung von Wohnungen und Betrieben genutzt. Außerdem gibt es in der Industrie viele Prozesse (z. B. Papierherstellung, Zuckerherstellung, chemische Industrie), die Wärme mit unterschiedlichen Temperaturen brauchen. Auch hier kommt die Wärme aus KWK-Anlagen zum Einsatz. Diese Wärme wird über Nah- oder Fernwärmenetze zu den Wärmekunden transportiert. Die Einheit aus KWK-Anlage und Wärmenetz wird auch KWK- / Wärmenetzsystem bezeichnet.

Dieses Verfahren der gleichzeitigen Strom- und Wärmeerzeugung und -nutzung – Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) genannt – wird bereits seit Anfang des 20. Jahrhunderts in Heizkraftwerken und Industriekraftwerken praktiziert.

Da Wärme anders als Strom nicht wirtschaftlich über sehr große Entfernungen transportiert und auch nur in begrenztem Umfang gespeichert werden kann, kann die Kraft-Wärme-Kopplung ihren Effizienzvorteil durch die gleichzeitige Nutzung der Wärme überall dort zum Tragen bringen, wo in größerem Umfang Wärme benötigt wird, z. B. in Städten, in Industriebetrieben, in Wohnquartieren, Neubausiedlungen und kommunalen Einrichtungen, wie Schwimmbädern, Schulen sowie Krankenhäusern. Je nach Bedarfsstruktur werden verschiedene Varianten von KWK-Anlagen eingesetzt. Wärmeauskopplung ist in Dampfkraftwerken ebenso wie in Gasturbinen-, GuD- und Gasmotor-Anlagen möglich.

Sie erfolgt nach dem Entnahme-Kondensations-Prinzip oder dem Gegendruck-Prinzip. Eine weitere Möglichkeit sind Blockheizkraftwerke.

Je mehr Turbinenstufen der Dampf durchläuft, desto weiter wird er entspannt. Beim Entnahme-KondensationsPrinzip wird nur ein Teil des Dampfstromes durch alle Turbinenstufen bis an das Ende der Turbine geleitet und dort

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3

3

Kraft-Wärme-Kopplung (Entnahme-Kondensationsbetrieb)

Dampferzeuger

Stromnetz Turbinen

Generator

Speisewasserpumpe Wärmetauscher

Kondensator

zur Rauchgasreinigung Brennstoff

Industrie

Wohnhäuser

bei der niedrigst möglichen Temperatur, zum Beispiel 27 °C, kondensiert. Ein oder mehrere Teilströme durchlaufen also nicht die ganze Turbine, sondern werden bereits weiter vorne an der Turbine bei höheren Drücken entnommen.

Sie können deshalb ihre Kondensationswärme bei höheren Temperaturen abgeben, tragen aber entsprechend weniger zur Stromerzeugung bei. Braucht man Prozesswärme bei hoher Temperatur, wird der Dampf im vorderen Teil der Turbine entnommen. Dampf für die Fernheizung wird weiter hinten entnommen, da hierfür Temperaturen von 100 bis 130 °C ausreichen. Je mehr Wärme gerade benötigt wird, desto mehr Dampf wird ausgekoppelt. Der Rest kann bis zur Endstufe geleitet und entspannt werden und erzeugt damit die maximal mögliche elektrische Arbeit, die sich technisch aus dem Dampf gewinnen lässt. KWK-Anlagen werden in ihrer Auslegung individuell auf die jeweilige Versorgungsaufgabe und den zeitlichen Wärmebedarf zugeschnitten. Wird keine Wärme benötigt, z. B. im Sommer, kann die Anlage im Kondensationsbetrieb ausschließlich Strom produzieren. Solche Anlagen lassen sich also einem schwankenden Wärmebedarf, z. B. dem der Fernwärme,

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Kühlturm

flexibel anpassen. Je nach Höhe der ausgekoppelten Wärmeleistung werden die eingesetzten Brennstoffe bis zu rund 75 Prozent energetisch genutzt.

Beim Gegendruck-Prinzip wird der gesamte Dampfstrom nur bis zu dem Druck entspannt, bei dem er noch zur Wärmeversorgung beitragen kann. Der Dampf wird in einem Heizkondensator kondensiert. Die Turbinenaustrittstemperatur ist dann viel höher, der Wirkungsgrad, auf die reine Stromerzeugung bezogen, sinkt. Strom kann also nur erzeugt werden, wenn eine entsprechende Wärmeabnahme vorhanden ist, um im Heizkondensator den Dampf zu kühlen. Wegen dieser Bedingung werden solche Anlagen heute fast ausschließlich in Industriebetrieben mit ganzjährig gleich bleibendem Wärmebedarf eingesetzt. Den Brennstoff können solche Anlagen bis zu rund 87 Prozent ausnutzen.

Bei Blockheizkraftwerken (BHKW) kommen Motoren zum Einsatz, wie sie in ähnlicher Form auch für Schiffe oder für LKWs verwendet werden. Das Funktionsprinzip entspricht

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dann dem eines Automotors. Ein Brennstoff-Luftgemisch wird durch die Kolben im Zylinder verdichtet und die anschließende Verbrennung treibt die Kolben wieder an. Die Bewegungen der Kolben werden über die Kurbelwelle auf den Generator übertragen. Je nach Technik und Größe des Motors können zwischen 35 und 48 Prozent der im Brennstoff enthaltenen Energie in Strom umgewandelt werden. Die anfallende Wärme wird für Heizzwecke genutzt.

Man kann dabei eine Brennstoffausnutzung von circa 85 Prozent erzielen. Wie bei den Gegendruck-Heizkraftwerken fallen Wärme und Strom gleichzeitig an.

BHKW können rentabel für die Versorgung von Gärtnereien, Krankenhäusern, Hallenbädern, Hotels, Schulen usw. eingesetzt werden. Die Investitionskosten sind relativ hoch und rechnen sich meist nur, wenn über einen Zeitraum von rund 4.000 Stunden pro Jahr ein entsprechender Wärmebedarf vorhanden ist. Der produzierte Strom kann selbst genutzt oder in das öffentliche Netz eingespeist und verkauft werden. Die Wirtschaftlichkeit von Blockheizkraftwerken hängt stark vom Brennstoffpreis ab.

Um auf die zeitweise sehr hohe Stromerzeugung aus schwankenden – also fluktuierenden – Erneuerbaren Energien, wie Windkraft- und Photovoltaikanlagen, mit einer Drosselung oder Abschaltung reagieren zu können, sind bereits viele KWK- / Wärmenetzsystemen mit Wärmespeichern ausgestattet bzw. werden noch ergänzt. Der Wärmespeicher ermöglicht es, die Wärmeversorgung der ans Wärmenetz angeschlossenen Kunden für einen bestimmten Zeitraum weiterhin zu gewährleisten, während die KWK-Anlagen nicht oder nur in Teillast betrieben werden. Zusätzlich integrieren zahlreiche Stadtwerke und Unternehmen so genannte Power-to-Heat-Module in ihre KWK- / Wärmenetzsysteme, die zu einer weiteren Flexibilisierung

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führen. Ein Power-to-Heat-Modul ist praktisch nichts anderes als ein übergroßer Tauchsieder, der entweder im Wärmespeicher oder direkt im Wärmenetz installiert wird. Über Power-to-Heat (P2H) kann überschüssiger Strom in Wärme umgewandelt und so noch sinnvoll genutzt werden, wodurch andere Brennstoffe, die ansonsten zur Erzeugung der Wärme verbraucht worden wären, eingespart werden.

Perspektivisch können – bei entsprechenden Rahmenbedingungen für P2H – Stromnetze in Engpasssituationen durch den Entzug von Überschussstrom aus fluktuierenden Erneuerbaren Energien sogar entlastet werden. So wird mittels P2H, die netzdienlich in Netzengpassgebieten installiert ist, EE-Überschussstrom in Wärme umgewandelt, die im Wärmespeicher gespeichert und sukzessive an die Wärmekunden abgegeben wird. Damit kann die Abschaltung von Windenergieanlagen reduziert oder vermieden werden.

Mit Speichern und P2H ausgestattete KWK- / Wärmenetzsysteme können also zur Integration großer Strommengen aus fluktuierenden Erneuer-

baren Energien beitragen und bilden eine wichtige Schnittstelle zwischen dem Strom- und dem Wärmemarkt.

Diese Systeme unterstützen somit die Umsetzung der Energiewende in Deutschland.

3.3 Leittechnik von Kraftwerken In diesem Heft wurde bisher nur auf die beiden grundlegenden Kreisprozesse und ihre Modifikationen, den Dampf-Kraftprozess und den Gasturbinenprozess, sowie auf die technischen Hauptelemente eines Kraftwerks eingegangen. Im realen technischen Betrieb werden darüber hinaus aber noch eine Vielzahl von Hilfssystemen und -aggregaten zur Steuerung und Regelung, zum Transport, zur Brennstoffzerkleinerung, zur Erwärmung, zur Kühlung, zur Schmierung, zur Reinigung und Aufbereitung, für den Umweltschutz u. a. m. erforderlich. Viele Systeme sind aus Gründen der Sicherheit und Verfügbarkeit mehrfach vorhanden, um die relevanten Prozessparameter wie Massenströme, Drücke, Tempe-

Eine neue BHKW-Anlage wird angeliefert und installiert.

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3

AmprionLeitwarte

Schaltzentrale des Netzbetreibers Amprion in Brauweiler. Herzstück der Steuerwarte ist ein 16,5 Meter breiter und vier Meter hoher elektronischer Screen, auf dem das Netz mit allen wichtigen Parametern abgebildet wird.

raturen, Füllhöhen, Drehzahlen, Stellungen von Armaturen, elektrische Spannungen und Ströme sowie chemische Messungen auch tatsächlich laufend erfassen, abrufen, überwachen und speichern zu können.

So gibt es in einem modernen Braunkohlekraftwerk etwa 15.000 Messeinrichtungen und etwa 4.000 Antriebe (meist elektrische Motoren), die zu bedienen sind. Alle für den Kraftwerksbetrieb notwendigen Daten und Informationen laufen in der Leitwarte des Kraftwerks zusammen. Man kann sich leicht vorstellen, dass der Prozess für das Betriebspersonal nur dann überschaubar ist, wenn alle Daten und Informationen aufbereitet und übersichtlich dargestellt werden. Dies ist mit moderner Leittechnik sehr gut möglich. Durch die schematische und

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komprimierte Darstellung der Daten und Informationen auf Bildschirmen und -wänden, die in verschiedenen Hierarchieebenen abrufbar sind und gegebenenfalls auch zu einem späteren Zeitpunkt erneut abgerufen werden können, hat das Betriebspersonal stets den Überblick über die ablaufenden Prozesse im Kraftwerk. Da alle Schalthandlungen von der Kraftwerkswarte aus vorgenommen werden, kann das Personal den Prozess immer im optimalen Betriebszustand halten, ohne die Warte verlassen zu müssen. Alle sicherheitsrelevanten Messwerte werden außerdem automatisch überwacht und führen im Falle von Störungen – auch ohne Eingreifen des Betriebspersonals – dazu, dass die Anlage im sicheren Betriebsbereich bleibt und notfalls kontrolliert abgeschaltet wird.

3.4 Kraftwerksbetrieb Die entscheidenden Kriterien für den erfolgreichen Betrieb eines Kraftwerks sind die Sicherheit, die Umweltfreundlichkeit, die Verfügbarkeit und die Wirtschaftlichkeit. Diese Kriterien müssen bei der Planung und dem Bau eines Kraftwerks beachtet sowie bei seinem Betrieb umgesetzt und erfüllt werden. Die Sicherheit der Menschen im Kraftwerk und in dessen Umgebung, aber auch die bestimmungsgemäße Nutzung aller technischen Einrichtungen müssen zu jeder Zeit garantiert sein. Das wird unter anderem durch mehrfache und unterschiedlich wirkende automatische Sicherheitseinrichtungen gewährleistet. Bei der Verbesserung der Umweltverträglichkeit von Kraftwerken wurden in den letzten 30 Jahren große Fortschritte

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Anteile der Energieträger an Kraftwerkskapazität und Netto-Stromerzeugung 2014 in Prozent

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Wind

9,5 %

Photovoltaik

20,1 %

Biomasse und sonstige Erneuerbare Energien

5,9 % 7,8 %

Öl, Pumpspeicher und Sonstige

5,0 % 19,6 %

Erdgas Steinkohle

3,5 %

Braunkohle

8,0 %

9,8 %

18,5 %

Kernenergie Wasserkraft (ohne Psp.)

14,7 % 24,6 % 14,1 %

10,9 % 15,6 % 6,2 % 2,9 % Kraftwerkskapazität 195,2 GW (netto)

3,3 % Stromerzeugung

587,5 Mrd. KWh (netto)

Quelle: BDEW, Stand: 05/2015

erzielt. Das betrifft insbesondere die Emissionen von Staub, von Schwefelund Stickoxiden und von Lärm. Auch die Emission von CO2 konnte durch Steigerung der Wirkungsgrade spürbar reduziert werden. Es ist naheliegend, dass für den Betrieb eines Kraftwerks hochqualifiziertes Personal erforderlich ist. Die technische Führungsebene der Kraftwerke ist mit Ingenieuren besetzt. Im Schichtbetrieb tragen Fachleute mit langjähriger Ausbildung Verantwortung. Ein Kraftwerks-Operateur hat in der Regel eine elektrotechnische oder maschinentechnische Berufsausbildung und wird dann in weiteren drei Jahren zum anerkannten Kraftwerker weitergebildet.

Neben der betrieblichen Praxis gehört dazu eine viermonatige anspruchsvolle theoretische Schulung an der

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Kraftwerksschule mit abschließender Prüfung vor der Industrie- und Handelskammer (IHK). Um als Schichtleiter eingesetzt zu werden, wird eine mehrjährige Erfahrung als Kraftwerker und eine knapp einjährige Ausbildung zum „Kraftwerksmeister“ mit anschließender Prüfung vor der IHK vorausgesetzt.

Im Rahmen der Ausbildung werden, ähnlich wie bei der Pilotenausbildung, nicht nur die normalen und später routinemäßigen Abläufe im Kraftwerksbetrieb unter praxisnahen Bedingungen am Simulator eingeübt, sondern vor allem auch der sichere Umgang mit möglichen Störungssituationen. Die guten Betriebsergebnisse der deutschen Kraftwerke und die äußerst geringe Zahl von Störungen rechtfertigen diesen hohen Aufwand.

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Vorschläge für eine Betriebserkundung

Kein Arbeitsblatt, keine Folien, kein noch so anschaulicher Unterricht kann das theoretisch Gelernte so sehr festigen wie der Besuch eines Kraftwerks.

Fast alle Kraftwerksbetreiber bieten Führungen in ihren Kraftwerken an. Vereinbaren Sie frühzeitig einen Termin – wenden Sie sich zunächst an die Abteilung Öffentlichkeitsarbeit Ihres zuständigen Energieversorgers.

Dort erhalten Sie häufig auch geeignete Unterlagen zur Vorbereitung einer Kraftwerksbesichtigung. Viele Kraftwerksbetreiber unterhalten Informationszentren, in denen die Technik des Kraftwerks und allgemeine energietechnische Themen sehr anschaulich dargestellt werden.

Sehr aufschlussreich ist auch der Besuch eines Kraftwerkssimulators. Solche Simulatoren dienen der Ausbildung des Kraftwerkspersonals. Sie bilden den Betrieb von Kraftwerken in der Kraftwerkswarte mit allen denkbaren betrieblichen Situationen nach und sind deshalb sehr gut dafür geeignet, Betriebssituationen anschaulich vorzuführen.

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Ausblick

Konventionelle Kraftwerke sind in aller Regel große Industrieanlagen. Sie benötigen große Mengen Brennstoffe und liegen deshalb in der Regel verkehrsgünstig an Bahnlinien, Flüssen oder an breiten Zufahrtsstraßen.

Ihre Kühltürme und Schornsteine sind weithin sichtbar und auch wenn sie mit modernen Rauchgasanlagen ausgestattet sind, sieht man die Wasserdampfwolken, die aus den Kühltürmen aufsteigen, über viele Kilometer weit.

Da fragt sich der eine oder andere Bürger, ob man diese Anlagen noch braucht, wenn der Strom doch jetzt in immer stärkerem Maße mit Erneuerbaren Energien erzeugt wird. In der aktuellen Diskussion wird schnell vergessen, dass konventionelle Kraftwerke etwas können, das dargebotsabhängige Stromerzeugungsanlagen für sich genommen nicht leisten können und das uns doch sehr selbstverständlich geworden ist – sie gewährleisten zu jedem Zeitpunkt einen Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch.

Das ist eine der Stärken der Stromversorgung mit Wärmekraftwerken. Mit Kohle- und Gaskraftwerken ist man in der Lage – den spezifischen Eigenschaften der elektrischen Energie entsprechend –, genau dann Strom zu erzeugen, wenn Bedarf besteht. Und zwar aufgrund ihrer Regelbarkeit exakt in der benötigten Menge.

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Zu Beginn haben wir uns die Frage gestellt, wie viele Großkraftwerke wir 2050 noch brauchen werden? Wirklich beantworten kann diese Frage heute niemand. Viele Elektrotechniker können sich ein stabiles System ohne Großkraftwerke überhaupt nicht vorstellen. Andere sehen in der wissenschaftlichen Forschung und den informationstechnologischen Entwicklungen ein ungeheures Potential für eine dezentrale und regenerative Stromversorgung. Und die rasanten Entwicklungen in der digitalen Welt, aber auch beim Ausbau der Erneuerbaren Energien lassen viele Menschen hoffen, in absehbarer Zeit diese Frage mit Sicherheit beantworten zu können.

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Autorin Birgit Henrichs, geboren 1960, ist Bildungsreferentin beim BDEW. Zu ihren Aufgaben gehört die redaktionelle Entwicklung der Lehrer- und Unterrichtsmaterialien.

Die Kulturwissenschaftlerin und Pädagogin studierte in Tübingen. Weitere Stationen ihres Berufsweges waren das Deutsche Technikmuseum Berlin, das Ministerium für Bildung, Jugend und Sport des Landes Brandenburg und der Cornelsen Verlag Berlin.

Fotonachweise Titel, Seiten 3, 6/7, 8/9, 12, 15, 17, 21, 22, 23, 24, 28, 32, 34: BDEW / Roland Horn; Seite 19: Hamburg Energie; Seite 29: www.siemens.com/presse; Seite 30: Siegfried Kempe GmbH; Seite 33: Siemens AG; Seite 37: EWE/Burckhardt; Seite 38: Amprion GmbH; Seiten 40/41: Vattenfall

Impressum

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HERAUSGEBER

BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. Reinhardtstraße 32, 10117 Berlin VERLAG

wvgw Wirtschafts- und Verlagsgesellschaft Gas und Wasser mbH Josef-Wirmer-Straße 3, 53123 Bonn Tel. 0228 9191-40, Fax. 0228 9191-499 info@wvgw.de, www.wvgw.de REDAKTION

Birgit Henrichs, BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. DRUCK

Zimmermann Druck + Verlag GmbH, Balve 1. Auflage, August 2016 Artikelnummer 309552 Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb des Urheberrechtsgesetzes ist ohne schriftliche Zustimmung des Verlages unzulässig und strafbar.

Das gilt vor allem für Vervielfältigungen in jedwe-

der Form. Weiterhin sind Übersetzungen und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen verboten.

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