Braunkohle

Braunkohleförderung und -nutzung in Brandenburg

Braunkohle spielt nach wie vor die vorherrschende Rolle bei der Energiegewinnung im Land Brandenburg. Im Jahr 2004 wurden 87,4 % der Primärenergie aus Braunkohle gewonnen. An der gesamten Bruttostromerzeugung hatte die Braunkohle einen Anteil von 79,3 %.

Brandenburg ist nach Nordrhein-Westfalen das bedeutendste Braunkohle-Förderland in Deutschland. Rund 23 Prozent der in Deutschland geförderten Braunkohle entfallen auf Brandenburg (2008: 39,7 Mio. Tonnen; 2006: 39,1 Mio. Tonnen). Die brandenburgischen Braunkohlefördergebiete befinden sich ausnahmslos in der Lausitz. Die in den Tagebauen Jänschwalde, Cottbus-Nord und Welzow-Süd gewonnene Braunkohle wird nahezu ausschließlich in den Kraftwerken der Region (Jänschwalde und Schwarze Pumpe) zur Verstromung eingesetzt. Mehr als die Hälfte des Lausitzer Braunkohlestroms wurde im Jahr 2006 an Kunden außerhalb Brandenburgs geliefert.

Veredelung der Rohkohle zu hochwertigen Brennstoffen

Veredelung von Braunkohle in Brandenburg, Quelle: LBGR

Die Veredlung der Rohkohle zu hochwertigen Brennstoffen wie Braunkohlenbriketts, Staubkohle und Wirbelschichtkohle erfolgt am Standort Schwarze Pumpe. Im Jahr 2008 wurden 468 kt Briketts (2005: 525,6 kt), 829 kt Staub (2005: 493,3 kt), 225 kt Wirbelschichtkohle (2005: 252,3 kt) und 5 kt Braunkohlenxylit erzeugt.

Die Braunkohle wird auf längere Sicht der einzige wettbewerbsfähige, ausreichend verfügbare heimische Energieträger bleiben und stellt damit einen wichtigen Pfeiler für eine sichere Stromversorgung im Land und darüber hinaus für ganz Deutschland dar. Im Lausitzer Revier lagern noch bis zu 12 Milliarden Tonnen hochwertiger Braunkohle. Die Gewinnung und Verstromung der Braunkohle in der Lausitz ist auch künftig für die wirtschaftliche Entwicklung und die Arbeitsplatzsicherung von Bedeutung.

Damit die Braunkohlenutzung künftig klimaverträglich erfolgen kann, werden umfangreiche Forschungsanstrengungen unternommen. Beispiele dafür sind die Forschungsprojekte zur Effizienzverbesserung des Braunkohlekraftwerksprozesses an der BTU in Cottbus, die Entwicklung und Erprobung des Oxyfuel-Verfahrens zur CO2-Abscheidung durch den Vattenfall-Konzern in Schwarze Pumpe und Jänschwalde sowie die Untersuchungen zur unterirdischen Speicherung von CO2 in Ketzin unter Leitung des GeoForschungsZentrums Potsdam. Damit bestehen optimale Voraussetzungen, dass sich die Region zu einem Kompetenzzentrum für die CO2-Abscheidung und -Lagerung entwickelt.

Die ETI kooperiert mit den genannten Versorgern und wissenschaftlichen Einrichtungen, engagiert sich im GA-Netzwerk Energiewirtschaft / Energietechnologie EWET und in der Öffentlichkeitsarbeit für neue Kraftwerkstechnologien, wie zum Beispiel CCS. Sie organisiert alljährlich in der Energieregion Lausitz den Brandenburgischen Energietag als Leistungsschau der hiesigen Energiewirtschaft, wo auch die neuesten Entwicklungen aus dem Bereich der Kohlenutzung präsentiert werden.


Rohkohle

Rohkohlenqualität

Tagebau Jänschwalde

Heizwert: 8.550 kJ/kg
Wassergehalt: 51,5 %
Schwefel: 1,15 %
Asche: 11,5 %

Cottbus-Nord
Heizwert: 8.350 kJ/kg
Wassergehalt: 51,5 %
Schwefel: 1,1 %
Asche: 11,5 %

CO2 armes Kraftwerk / CO2 Abtrennung

Oxyfuel-Prozess, Quelle: Vattenfall

Braunkohlekraftwerke, selbst hochmoderne, verursachen im Vergleich zu anderen fossilen Energieträgern den höchsten CO2-Ausstoß. Im Zuge der Klimaschutzdiskussion begann die deutsche Braunkohleindustrie mit der Forschung an Technologien, die die CO2-Emissionen bei der Braunkohleverstromung entscheidend reduzieren sollen. Im Fokus der Entwicklung stehen dabei die CCS-Technologien (Carbon Capture and Storage) zur Abscheidung und Speicherung von CO2.

Diese so genannte CO2-Sequestierung wird vornehmlich für zentrale Großkraftwerke erwogen und weltweit werden verschiedene Verfahren in über 100 Forschungsprojekten untersucht. Dabei soll Kohlendioxid zu großen Teilen herausgefiltert werden. Allerdings müssen dafür deutliche Energieverluste in Kauf genommen werden. Zudem besteht noch ein enormer Forschungsbedarf, so dass die Technologie erst in ca. zehn bis 15 Jahren großtechnisch zur Verfügung stehen wird.

Pilotanlage Schwarze Pumpe, Quelle: Vattenfall

An der Brandenburgischen Technischen Universität (BTU) in Cottbus wird am Lehrstuhl Kraftwerkstechnik gemeinsam mit dem Unternehmen Vattenfall Europe Mining & Generation seit Jahren an der CCS Technologie geforscht. Im Mittelpunkt steht dabei das Oxyfuel-Verfahren. Das Oxyfuel-Verfahren wurde ausgewählt, weil es auf dem konventionellen Kraftwerksprozess aufbaut und sich technisch weitgehend ausgereifter Komponenten bedient.

In diesem Verfahren wird bei der Kohleverbrennung technisch erzeugter Sauerstoff statt Umgebungsluft zugeführt. Durch Abgasrezirkulation wird das Kohlendioxid im Abgas angereichert.

Im Rauchgas enthaltenes Wasser wird kondensiert und abgeschieden, so dass im Abgas CO2-Gehalte von über 90 Prozent erreicht werden.
Im April 2007 wurde eine Technikumsanlage des CEBra e.V. der BTU für die experimentelle Entwicklung und Erprobung des Oxyfuel-Prozesses in Betrieb genommen. Diese Anlage auf Basis der in Cottbus bis zur Marktreife entwickelten Zykloidfeuerungstechnologie (Tangentialfeuerung mit trockenem Ascheabzug) wird für die experimentelle Entwicklung und Erprobung des Oxyfuel-Prozesses genutzt. Bei den Vorversuchen wurde die technische Machbarkeit erstmalig in der Leistungsklasse 0,5 MWth nachgewiesen. Letztlich soll durch weitere Optimierungen eine nahezu CO2-freie Energiewandlung von Braunkohle erreicht werden. Die Ergebnisse des Versuchsbetriebes der Anlage wurden bei der Projektierung der im September 2008 in Betrieb gegangenen 30 MWth-Pilotanlage von Vattenfall am Kraftwerksstandort Schwarze Pumpe genutzt.

In dieser Pilotanlage wird das Verbrennungsverhalten des getrockneten Kohlestaubes in einer Sauerstoff-Kohlendioxid-Atmosphäre getestet, denn hier laufen andere Prozesse ab als in herkömmlichen Kraftwerken.

Die für den Prozess zusätzlich erforderliche Eigenenergie, z.B. für die CO2-Kompression, führt allerdings zu einem verringerten Nettowirkungsgrad des Kraftwerkes. Dies ist bei allen bisher bekannten CO2-Abscheidetechnologien der Fall. Kohlevortrocknung oder erhöhte Dampfparameter können diesem Nachteil entgegenwirken.

Nach einer dreijährigen Testphase der Pilotanlage Schwarze Pumpe ist ein Demonstrationskraftwerk in Jänschwalde mit einer elektrischen Leistung von 250 bis 300 MW geplant. Wirtschaftlich darstellbare Oxyfuel-Kraftwerke mit Leistungen bis zu 1.000 MW wird es voraussichtlich erst 2015 bis 2020 geben. Vattenfall arbeitet bei dieser Entwicklung mit mehreren Hochschulen, anderen Energieversorgern und Herstellern eng zusammen. Das Unternehmen ist an verschiedenen nationalen und europäischen CCS-Forschungsprojekten beteiligt.

In der Testphase soll die großtechnische Machbarkeit der gesamten Kette von Abtrennung, Transport bis zur Speicherung des Kohlendioxids nachgewiesen werden. Dazu gehört auch die langzeitsichere unterirdische Lagerung von verflüssigtem CO2.

CO2-Speicherung

Die Abscheidung von CO2 bei der Braunkohleverstromung wirft das Problem der CO2 Speicherung auf. Dafür werden verschiedene Möglichkeiten erforscht. Die wichtigsten sind die unterirdische CO2-Speicherung z.B. in ausgeräumten Erdgaslagerstätten oder geeigneten Gesteinsschichten, die Speicherung am Meeresgrund oder die Speicherung in Biomasse. In Brandenburg werden derzeit zwei Möglichkeiten untersucht.

Unterirdische Speicherung von Kohlendioxid

In Brandenburg wurde und wird mit den Projekten CO2SINK (2004–2010) und CO2MAN (2010-2013) die langfristige Speicherung von Kohlendioxid in unterirdischen Gesteinsschichten getestet. Unter Federführung des GeoforschungsZentrums Potsdam (GFZ) wird in Zusammenarbeit mit 18 Partnern aus neun Ländern erstmals europaweit untersucht, wie CO2 in tief gelegene – mit Salzwasser gefüllte – poröse Gesteinsschichten injiziert und gespeichert werden kann.  

Die Wissenschaftler vom Potsdamer Telegrafenberg erhoffen sich ein tieferes wissenschaftliches und technisches Verständnis der Prozesse, die während und nach der Injektion des Gases im geologischen Speicher ablaufen. Erst mit Abschluss des Projekts wird sich zeigen, wie sich die Option „CO2 zurück in die Erde“ auf einer fundierten Datenbasis beurteilen lässt.


Pilotspeicher in Ketzin in der Havelland-Region

Bohrturm Ketzin, Quelle: GFZ

Ende Februar 2007 begannen die Bohrarbeiten für den unterirdischen Testspeicher nahe der Stadt Ketzin, westlich von Berlin, im Juni 2008 wurde das erste CO2 in den Untergrund injiziert. Neben der ersten Bohrung (800 m) zum Einbringen des Kohlendioxids dienen zwei weitere Bohrungen der Überwachung. Hier wird ortsnah die Ausbreitung des Gases im Untergrund untersucht. Die Beobachtungsbohrungen sind ebenfalls bis 800 Meter tief und mit modernster Sensorik bestückt. Die Potsdamer Wissenschaftler untersuchen, welche Prozesse im Untergrund ausgelöst werden und was mittel- und langfristig mit dem gespeicherten Gas geschieht.

Bis April 2010 wurden in Ketzin etwa 34.000 Tonnen CO2 gespeichert, bis zu  60.000 Tonnen sind geplant.

Weitere Informationen zum Pilotspeicher und zum Prinzip der Speicherung im Untergrund bietet diese Broschüre.

Link zur Internetseite des CO2MAN-Projektes, dass die Arbeiten in Ketzin wissenschaftlich begleitet.


Der Standort Ketzin hat große Vorteile

CO2SINK Übersichtsschema Ketzin, Quelle: GFZ

Die Geologie des Gebietes ist bekannt und repräsentativ für große Teile Europas. Die ausgewählte Gesteinsformation in Ketzin ist ein natürliches Labor, in dem das Verhalten von COim Untergrund unter realistischen Bedingungen getestet werden kann. Das in Frage kommende Speichergestein liegt hier in etwa 650 m Tiefe und wird durch eine 240 m mächtige, undurchlässige Deckschicht überlagert. Darüber gibt es noch weitere abdichtende Gesteinsschichten. Die Bohrungen finden an einer Stelle statt, an der sich nach aktuellem Kenntnisstand kein Erdgas im Untergrund befindet. 


Weiteres zum Pilotspeicher

Sandsteinprobe, Quelle: GFZ

Bei der Bohrung werden Bohrkerne gezogen, aus denen man weitere detaillierte Informationen über die Qualität des Speicherhorizontes und der Abdeckschichten gewinnt. Während der zweijährigen Dauer des Experiments findet eine kontinuierliche Überwachung des Areals von der Oberfläche bis in die Tiefe statt. Es werden Mess-Sonden in die Bohrlöcher eingefahren, um die Eigenschaften der Gesteine in den unterschiedlichen Tiefenlagen mit dreidimensionaler seismologischer Erkundung (ähnlich der Ultraschalldiagnostik) zu quantifizieren. Dabei kommen geo-elektrische und thermische Verfahren zum Einsatz, und es werden die Reaktionen des CO2 mit dem Nebengestein untersucht.

Die jährliche Speichermenge entspricht der Menge Kohlendioxid, welche die Potsdamer Bevölkerung pro Jahr ausatmet . Diese – verglichen mit dem Gesamtausstoß in Deutschland – marginalen Mengen werden jedoch ausreichen, wichtige Erkenntnisse über die Injektionstechnologie, über die Sicherheit des Speichers sowie über mögliche Langzeitrisiken und -kosten zu gewinnen. Generell muss sicher sein, dass das Gas nicht wieder aus der Lagerstätte entweichen kann. Für den Testbetrieb wird CO2 mit einem Reinheitsgrad von 99,9 Prozent eingesetzt.

Die Kraftwerke

Die Kraftwerke der Lausitz, Autor: Mildmr, Wikipedia

Die Brandenburger Tagebaue und Kraftwerke sind Teil des Lausitzer Braunkohlereviers, das sich im Südosten Brandenburgs und Nordosten Sachsen erstreckt.

Die 3 Lausitzer Kraftwerke haben zusammen eine Kraftwerkskapazität von 6.500 Megawatt (MW). Sie werden von der Vattenfall Europe AG betrieben.

Kraftwerk Jänschwalde (Brandenburg)

  • Erbaut zwischen 1976 und 1988, modernisiert zwischen 1991 und 1996
  • Installierte Leistung (brutto): 3.000 MW
  • Fernwärmeauskopplung: 6 Stationen, je 58,2 MWth
  • Nettowirkungsgrad: 35,5 %
  • Brennstoffausnutzungsgrad: ca. 35,8 %
  • Strom für rund 5 Millionen Menschen
  • Wärme für Haushalte und Betriebe in Cottbus und Peitz
  • Entsorgungsfachbetrieb für die Mitverbrennung von aufbereiteten Abfällen

Kraftwerk Schwarze Pumpe (Grenze Brandenburg/Sachsen)

  • Erbaut zwischen 1993 und 1995
  • Installierte Leistung (brutto): 1.600 MW
  • Fernwärmeauskopplung: 2 x 60 MWth
  • Nettowirkungsgrad: ca. 40 %
  • Brennstoffausnutzungsgrad: ca. 55 %
  • Veredelung der Rohbraunkohle zur hochwertigen Brennstoffen

Kraftwerk Boxberg (Sachsen)

  • Erbaut zwischen 1971 und 1979 mit 3.520 MW Leistung
  • 2 Anlagen á 500 MW wurden 1993-1995 modernisiert, der Rest wurde stillgelegt
  • Neubau einer 900 MW-Anlage 1996-2000
  • Installierte Leistung (brutto): 1.900 MW
  • Fernwärmeauskopplung: 150 MWth
  • Nettowirkungsgrad: ca. 35 % (zwei 500-MW-Anlagen) bzw. 42 % (900-MW-Block)
  • Brennstoffausnutzungsgrad: 39 % (zwei 500-MW-Anlagen) bzw. 44 % (900-MW-Block)

Emissionsminderung durch besseren Wirkungsgrad

In erster Linie trägt die Wirkungsgraderhöhung von Kraftwerksblöcken zur Emissionsminderung und Ressourcenschonung bei. Die neuesten Vattenfall - Kraftwerksblöcke auf Braunkohlebasis in Boxberg, Schwarze Pumpe oder Lippendorf haben Wirkungsgrade von über 40 Prozent. Die Vortrocknung der grubenfeuchten Braunkohle bis auf Restfeuchtegehalte von höchtens 19 Prozent erhöht den Wirkungsgrad um bis zu 5 Prozent, wodurch eine Verringerung der CO2-Emissionen um etwa 10 Prozent erreicht wird.

An der BTU wird die technische Machbarkeit eines druckaufgeladenen Dampfwirbelschichtprozesses erprobt und die Integration in ein neues Kraftwerkskonzept untersucht. Zukünftige Braunkohlekraftwerke könnten Wirkungsgrade um 50 Prozent erreichen, was bisher nur in gas- oder ölbeheizten Kraftwerken möglich war.

Die ETI wird finanziert aus Mitteln des Ministeriums für Wirtschaft und Energie des Landes Brandenburg und der Industrie- und Handelskammer (IHK) Potsdam.