Effizienzsteigerungspotenziale von thermischen Kraftwerken

Transkript

1 Siemens Power Generation All Rights Reserved Effizienzsteigerungspotenziale von thermischen Kraftwerken WEC Workshop Energieeffizient konkret ; Wien, 29. November 2006 Dr. Martin Alf Leiter Produktmanagement Referenzkraftwerke

2 Umfassendes Produkt- und Serviceportfolio Geschäftsbereich Fossil Power Generation Industrial Applications Instrumentation & Controls Wind Power Portfolio Gasturbinen und -kraftwerke Dampfturbinen und -kraftwerke Technologie zur Brennstoffvergasung Gas- und Dampfturbinenkraftwerke El. Generatoren Service-Lösungen, I-Gasturbinen I-Dampfturbinen El. Generatoren Kernkomponenten für I-Kraftwerke, inkl. Kraft-Wärme-Koppl. Lösungen für Öl & Gas Verdichter/ Antriebe Service-Lösungen Leittechniksysteme für alle Kraftwerkstypen IT- Lösungen Service Lösungen Windturbinen (on- & offshore) Windenergieanlagen (on- & offshore) Service Lösungen Power Generation 1

3 Rahmenbedingungen und Ziele Technologieoptionen Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Power Generation 2

4 Eine Vision von Generatoren in D "... Es ist denkbar, daß man in späteren Zeiten den durch gewaltige dynamoelectrische Maschinen erzeugten Strom wie gegenwärtig Gas und Wasser den Häusern zuführt und beliebig zu Licht-, Wärme- oder Krafterzeugung verwenden wird... Werner v. Siemens 1873 Power Generation 3

5 . auch heute noch gilt: Umwelt-/ Klimaverträglichkeit Versorgungssicherheit Wohlstand Wirtschaftlichkeit Wohlstand und Energieversorgung sind eng verknüpft Power Generation 4

6 Megatrends bestimmen das Ist und die Zukunft Urbanisierung Ressourcen Umwelt Anstieg der Bevölkerung 7.5 Mrd. in 2020 (+1.1 Mrd. oder 3%/a) Entwicklungsländer Stromzuwachs: >5.0% p. a. (vs. 1.4% in Ind.- Ländern) Mega-Städte (> 10 Mio.) 15 neue Städte in 2015 Versorgungssicherheit Reichweite fossiler Brennstoffe begrenzt 100% Anstieg der Ölpreise in den letzten 2 Jahren. Risiko-Minimierung durch Brennstoff-Mix Geopolitik - 70% des Öl and Gas Angebots in politisch instabilen Regionen Globale Emissionen 40% Anstieg von Emissionen in den letzten 20 Jahren Klimawechsel Anthropogen verursachter Temperaturanstieg Technologie Wirkungsgrade von 50% (Kohle) und 60% (Gas) CO 2 -Abtrennung Power Generation 5

7 Energiepreise und Stromerzeugungskosten Prognose der Brennstoffpreise Stromerzeugungskosten Hochpreis-Szenario Photovoltaik 25 (California) 40 (Europe) Solarthermie reale Energiepreise (2004EUR/GJ) Erdöl 12 Referenz-Szenario 9 Niedrigpreis-Szenario 6 3 Erdgas Kohle Quelle: EIA, AEO 2006 Gas- und Dampfkraftwerk IGCC Dampfkraftwerk 4 /GJ 7 /GJ (ct/kwh) Europäische Standorte, Neuanlagen in Grundlast (7000 h/a) Spanne für Erzeugungskosten durch Variation der Kapitalkosten, Finanzierungsbedingungen, Brennstoffpreise, Wartungskosten Der Kohlepreis bleibt stabil. Fossil befeuerte Kraftwerke haben mit die niedrigsten Stromerzeugungskosten. Power Generation 6

8 Umwelt und Emissionen. 30 Billion t CO 2 Prognosis without climate protection measures (2002) (2001 CO 2 - emissions) Kyoto target 20.0 CO 2 -emissions Most Likely Scenario 1 from electricity 1 production 9 Environmental 9 8 Scenario Sources: IEA/OECD 2003 and 2004; 1997 Kyoto Climate Conference Die Ziele von Kyoto (1997) sind ambitioniert. Power Generation 7

9 Rahmenbedingungen und Ziele Technologieoptionen Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Power Generation 8

10 Optionen für den Kraftwerksneubau - heute Steinkohlekraftwerk 47 % Gas- und Dampfkraftwerk 58 % IGCC-Kraftwerk 47 % Referenz-DKW 600 MW Mainz-Wiesbaden 400 MW Puertollano 320 MW Entwicklung des Wirkungsgrades 1992: 43 % 2005: 47 % Ziel 2020: > 50 % 1992: 52 % 2005: 58 % Ziel 2020: > 60 % 1992: 43 % 2005: 47 % Ziel 2020: > 53 % Kraftwerkstechnologie von Siemens setzt weltweit Meilensteine und schont die Umwelt. Power Generation 9

11 DKW (1) Funktionsprinzip Dampfkraftwerk 7 Cleaned flue gas Flue gas train Boiler house Turbine building Power distribution grid 6 Ammonia Lime emulsion Flue gas Main steam Feed water Electric power Gypsum Fly ash AIR Ash Coal Condensate 10 Circulating water 10 Cooling tower 1 Steam generator 2 DeNOx plant 3 Air preheater 4 Fan 5 Electrostatic precipitator 6 Desulfurization plant 7 Stack 8 Steam turbine 9 Condenser 10 Pump 11 Feedwater heater 12 Feedwater tank 13 Generator 14 Transformer Fresh water Cooling air Power Generation 10

12 DKW (2) - Konzeptstudie Referenzkraftwerk Nordrhein- Westfalen Zielsetzung: Abwägung von Wirkungsgrad, Umweltfreundlichkeit und Wirtschaftlichkeit im Europäischen Marktumfeld 2004 Universität Duisburg/Essen RWI Essen Wuppertal Institut Project Management Steering Committee Lenkungskreis Plant Constructors / Plant Operators Betreiber/ Anlagenbauer Federal Government Land NRW Mining Industry IG BCE Industrial Union IG -BCE Reference Power Plant North Rhine-Westphalia Concept study 2003 Anlagen bau Betreiber Referenz Kraftwerk Nordrhein- Westfalen* 600 MW brutto ; 50 Hz 285 bar/ 600 C/ 620 C (@Turbinen Eintritt) 45.9% netto gem.. DIN (@ 45 mbar) Das Ergebnis dieser Studie, die Basis für alle aktuellen Planungen in Deutschland Power Generation 11

13 DKW (3) C Technologie Roadmap Komponententestanlage - COMTES700 - wird von VGB-Mitgliedern und RFCS* gefördert. Dampfkraftwerke % Kraftwerkswirkungsgrad (netto) Wirkungsgrad Potentiale: 50 Werkstoffseitig: (ca. 6 %Pkte) Komponenten-/Prozess- Optimierung: (ca. 2 %Pkte) bar 600 C 620 C 46 -NRW Projekt 274 bar 580 C 600 C 262 bar C 562 C -Niederaussem -(Braunkohle) - Staudinger Rostock 350 bar 700 C 720 C Forschungsprojekt AD700/COMTES 700 Entwicklung der nächsten Generation überkritischer Dampfkraftwerke Beteiligung Europäischer EVU und OEM Wirkungsgrad > 50% Beginn AD Beginn der Komponententests in COMTES700 im Kraftwerk Scholven (15.Juli 2005) 2006 Beginn Pre-Engineering 400 MW Demoanlage NRW-PP Geplanter Baubeginn Demoanlage mit Beginn Probebetrieb in 2014 Ab 2015 Kommerzielle Reife und Verfügbarkeit 700 C-Kraftwerk ( MW) *RFCS=Research Fund for Coal and Steel Power Generation 12

14 GUD (1) - Funktionsprinzip GUD Anlage Gas turbine system Heat-recovery steam generator (HRSG) Steam turbine system 6 5 Electric power Air Natural gas, Fuel oil, etc. Main Steam Feedwater 9 Electric power Gas turbine system 1 Air intake duct 2 Compressor 3 Gas turbine 4 Steam generator 5 Exhaust stack 6 Bypass stack 7 Generator 8 Transformer Steam turbine system 9 Steam turbine 10 Condenser 11 Pump 12 Feedwater tank 13 Generator 14 Transformer Condensate Circulating water Fresh water Cooling tower Cooling air Power Generation 13

15 GUD (2) - Höchste Wirtschaftlichkeit und Energieeffizienz Gas- und Dampfkraftwerk % Kraftwerkswirkungsgrad (netto) Dampfkreislauf - Dreidruckprozess - Benson Kessel Dampf: >170 bar 600/600 C Siemens Gasturbinenentwicklung H-Technologie Dampf: 110 bar 550/560 C Siemens/KMW Mainz Wiesbaden Dampf: 170 bar 590/590 C Siemens/Eon Irsching Gasturbine - Beschichtungstechnologie der Schaufeln - Reduzierung Kühlluftbedarf - geschlossener Kühlkreislauf - Brennstoffvorwärmung - Keramische Leitschaufeln >2020 SGT5-8000H Siemens H -Technologie ein Meilenstein in der Entwicklung von höchst effizienten und flexiblen Gasturbinen Power Generation 14

16 GUD (3) - Innovative Anlagen der nächsten Generation mit höchster Effizienz: eta = 60 % Neubau GUD-Kraftwerk Irsching 4 Phase 1: Bau und Test Siemens-Gasturbine elektrische Leistung: 340 MW Wirkungsgrad: eta = 39 % Inbetriebnahme: 2008 Betrieb Siemens Phase 2: Erweiterung GuD-Kraftwerk elektrische Leistung: 530 MW Wirkungsgrad: eta = 60 % Inbetriebnahme: 2011 Übernahme E.ON Kraftwerke Irsching 5 2x1 Multishaft Power Generation 15

17 CO2-frei (1) - Optionen zur CO 2 Abtrennung aus fossil befeuerten Kraftwerken Rauchgas-Dekarbonisierung Rauchgas CO 2 Abtrennung Brennstoff Luft Brenngas-Dekarbonisierung Brennstoff Luft Vergasung oder partielle Oxidation, Konvertierung + CO 2 Abtrennung O 2 Luftzerlegungsanlage Verbrennung mit Sauerstoff (O 2 /CO 2 Rückführung): Oxyfuel N 2 H 2 Luft Strom & Wärme Strom & Wärme N 2, O 2, H 2 O N 2, O 2, H 2 O Aber: Je nach Technologie liegt der erwartete Wirkungsgradverlust bei 6 14%-Pkten. CO 2 CO 2 CO 2 Dehydrierung, Verdichtung, Transport, Speicherung CO 2 (H 2 O) Brennstoff Strom & Wärme O 2 Rückführung (CO 2,H 2 O) Luft Luftzerlegungsanlage N 2 Power Generation 16

18 CO2-frei (2) - Transformation von Festbrennstoffen durch Vergasung eröffnet viele Wege Luftzerlegung Sauerstoff Festbrennstoffe GUD (Syngas kompatible GT) Strom Vergaser Syngas Gasreinigung CO 2 Abscheidung (optional) gereinigtes Syngas Synthese Flüssigbrennstoffe Methanol Ammoniak Wasserstoff Synthetisches Erdgas Polygeneration Klimaverträglichkeit Umwelt-/ Klimaverträglichkeit durch hohe Abscheideraten Versorgungssicherheit durch Versorgungssicherheit Nutzung regionaler Energieträger Wohlstand Wirtschaftlichkeit durch Wirtschaftlichkeit erprobte Technologien Syngas - Gasturbine und Vergaser sind die Schlüsseltechnologien Power Generation 17 WEC Workshop bei IGCC Energieeffizienz Anlagen, konkret ; beide Wien, 29. November nunmehr 2006 verfügbar bei Siemens

19 CO 2 -frei (3) - IGCC Technologie In 2 Schritten zum ZEIGCC Kraftwerk 1. Schritt Effizienzsteigerung 2. Schritt CO 2 Abtrennung Niedrigste Emissionen ; η> 47% today ; η = 53% future Kohle-, Abfall- oder Biomasseanwendungen ZEIGCC η> 45% Speicherung Enhanced Oil Recovery (EOR) IGCC Quelle: Vattenfall Europe IGCC Kraftwerke, ein vielversprechender Entwicklungspfad für CO2-freie fossilbefeuerte Kraftwwerke Power Generation 18

20 Brenngas-Decarbonisierung 450MWel-IGCC-Demonstrationsanlage (RWE) Elektr. Leistung (brutto/netto): 450/360 MW Nettowirkungsgrad: 40 % CO 2 -Speicherung: 2,3 Mio. t/a CO 2 -Speicher in alter Gaslagerstätte oder in salinem Aquifer Inbetriebnahme: 2014 RWE-Budget: ca. 1 Mrd. heute Quelle: RWE Siemens:Vergasungsversuche mit rhein. Braunkohle Konzeptentwicklung mit Siemens, Uhde, Lurgi, Linde IGCC- Kraftwerk CO 2 -Speicher Projektentwicklung Entscheidung Energieträger/Standort Planung, Genehmigung Screening, Erkundung, Genehmigung Genehmigung, Bauentscheidung Bau, Inbetriebnahme Bau, Inbetriebnahme Betriebsbeginn Genehmigung Betriebsbeginn Power Generation 19

21 Oxyfuel-Feuerung 30MW th -Pilotanlage in Schwarze Pumpe (Vattenfall) Daten: Vattenfall Europe Dampferzeuger (Kohlestaubbef.) Medien Sonstiges Thermische Leistung Dampferzeugung Dampfparameter Sauerstoff (> 95 %) Eigenbedarf CO 2 (flüssig) Platzbedarf Bauzeit Investitionen 30 MWth 40 t/h 25 bar / 350 C 8.5 t/h 6.5 MW 10 t/h m 2 22 Monate 40 Mio Ziele: Test der Prozesskette von Kohle bis CO 2 Dampferzeuger-Materialein für BK und SK AnalyseAn-/Abfahrverhalten eine Demonstrationsanlage mit MW ist als nächster Schritt geplant Quelle: Vattenfall Europe Power Generation 20

22 Rauchgas-Dekarbonisierung Pilotanlage (ca. 4,5 MW th ) in Esbjerg (Dong Energy) Budget: 16Mio (50% Förderung) Schema (full scale) Courtesy: Dong Energy ELSAM coal-fired power plant Grafik: Vattenfall Europe CO 2 Abtrennung aus 0,5% des Rauchgases (5000 Nm³/h) - weltweit größte Pilotanlage 1000 h mit Absorptionsmittel MEA (06); je 5000 h mit 2 neuen Absorptionsmitteln (06/07) Erg:(MEA): Abtrennrate 93 %; Dampfbedarf (3.5 bar) ~4 GJ/t CO2 ; MEA-Verbrauch ~2.4 kg/t CO2, CO 2 Produktion ~850 kg/h die Ziele sind: Auswahl geeigneter Absorptionsmittel sowie Reduktion des Eigenbedarfs Quelle: Vattenfall Europe Power Generation 21

23 Rahmenbedingungen und Ziele Technologieoptionen Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Power Generation 22

24 Wirtschaftlichkeit Grundlast-Kraftwerke auf Basis fossiler Energieträger /MWh Grundlast Grundlast ohne CO 2 -Abtrennung* 1 mit CO 2 -Abtrennung* Grundlast CO 2 Abgabe in /t Anstieg der Energiepreise Erste CO 2 Abtrennungstechnologien DKW 1,8 /GJ GUD 3 /GJ DKW 2 /GJ GUD 5,5 /GJ DKW 2 /GJ IGCC GUD 2 /GJ 5,5 /GJ DKW IGCC GUD * Mit anderen Brennstoffkosten, CO2-Kosten bzw. einem unterschiedlichen Technologiefortschritt bei der CO2 Abtrennung werden sich deutlich andere Stromerzeugungskosten ergeben die Wirtschaftlichkeit der Technologie hängt maßgeblich vom zukünftigen Fortschritt und politischen Rahmenbedingungen ab. Power Generation 23

25 Ausblick Kohle und Gas, die wichtigsten Brennstoffe in der Stromerzeugung. Technologien zur Reduzierung von CO2-Emissionen aus fossilbefeuerten Kraftwerken sind identifiziert. Die wachsende Weltbevölkerung mit Strom zu versorgen, ist eine Herausforderung, die aller Technologien bedarf. CO2-Abscheidung, -Transport und -Lagerungstechnologien bedürfen einer großtechnischen Erprobung. Aber: CO2-freie fossil befeuerte Kraftwerke führen zu höheren Stromerzeugungskosten und einem höheren Energieverbrauch Power Generation 24