Große Zukunft für ORC und Kalina? - Mit ORC- und Kalina-Anlagen umweltfreundlich Strom erzeugen

Der Organic Rankine Cycle (Bild 1) beginnt damit, dass ein organisches Arbeitsmedium von einer Speisepumpe auf Betriebsdruck gebracht wird, sich im Vorwärmer auf Siedetemperatur erhitzt und im Verdampfer vollständig verdampft, wobei es der Wärmequelle thermische Energie entnimmt. Der Dampf strömt von dort in eine Turbine (Bild 2), wo er expandiert und seine Energie an den Turbinenläufer übergibt, der dann seinerseits einen Elektrogenerator antreibt. Mit der folgenden Verflüssigung im Kondensator und dem Eintritt des Fluids in die Speisepumpe schließt sich der Kreislauf.
Oft führt die Expansion des Arbeitsmediums zu einer Überhitzung, also zu einer überschüssigen Wärmeleistung, die noch vor der Kondensation abgeführt werden muss und sich beispielsweise zur Vorwärmung des Arbeitsmittels vor der Verdampfung nutzen lässt (im Bild 1 nicht berücksichtigt).
Der Organic Rankine Cycle (ORC) ähnelt dem Clausius-Rankine-Kreisprozess, der die Funktion klassischer Wärmekraftwerke beschreibt, mit dem Unterschied, dass er sich wegen der relativ niedrigen Betriebstemperatur und des geringen Betriebsdrucks mit einer günstigeren Anlagentechnik zufrieden gibt und dass der Betreiber auf die ansonsten gesetzlich verordnete ständige Beaufsichtigung durch qualifiziertes Fachpersonal verzichten kann.
Die niedrigeren Betriebsdaten in einem ORC liegen darin begründet, dass in ihm statt Wasser ein organisches Arbeitsmedium (meistens ein Kohlenwasserstoff) zirkuliert, das je nach Eigenschaft schon bei Temperaturen ab etwa 80°C und bei Drücken weit unter 20 bar maximale Arbeit aus der Wärmequelle schöpfen kann. Die Auswahl des Mediums richtet sich in ers­ter Linie nach der Temperatur des Wärmeträgers.
Ein weiteres Wärmeübertragungsverfahren ist der Kalina-Prozess. Er unterscheidet sich vom ORC dadurch, dass als Arbeitsmedium ein Gemisch aus Ammoniak und Wasser zum Einsatz kommt. Dieses Zweistoff-Gemisch verdampft und kondensiert – anders als ein rein organisches Medium, wie z.B. Pentan, das häufig in ORC-Anlagen zu finden ist – bei konstantem Druck und über einen weiten Temperaturbereich, was eine besonders effiziente Wärmeübertragung und somit einen hohen Wärmenutzungsgrad mit sich bringt. Entwickler und Ingenieure erwarten vom Kalina-Kreisprozess eine Effizienz, die die bei ORCs erreichte Effizienz bei Weitem übertrifft.
Beide Verfahren ziehen eine Reihe von Vorteilen gegenüber Wasserdampfanlagen nach sich:

• Der Aufwand für die Anlagentechnik lässt sich erheblich reduzieren, die Investitionskosten sind daher niedriger;
• ORC- und Kalina-Anlagen haben wegen der thermodynamischen Eigenschaften der verwendeten Medien eine bessere Teillastfähigkeit und erreichen höhere Wirkungsgrade als vergleichbare Wasserdampfanlagen; das gilt vor allem beim Einsatz synthetischer Arbeitsmedien, die in ihren Eigenschaften eigens den Anforderungen des Organic Rankine Cycle  angepasst werden;
• ORC- und Kalina-Anlagen sind relativ einfach konzipiert und in der Regel als fertiges Modul ausgeführt, was Transport- und Installationskosten auf ein Minimum reduziert;
• auch bei den Betriebskosten sind Einsparungen zu erwarten, vor allem schon deshalb, weil eine ständige Beaufsichtigung der Anlage – anders bei Großkraftwerken – gesetzlich nicht gefordert wird.

Innovation mit Dampfexpansionsmotoren
Aber auch wenn beiden Varianten viele Vorzüge nachgesagt werden, müssen ihnen Entwickler, Planer und Betreiber doch größte Aufmerksamkeit widmen, denn bei den relativ niedrigen Prozesstemperaturen, wie sie bei ORC- und Kalina-Kraftwerken in der Regel vorherrschen, haben thermodynamische Verluste einen besonders starken Einfluss auf den Gesamtwirkungsgrad. Für den Bedarfsfall müssen also Verfahren zur Prozessoptimierung zur Verfügung stehen.
Dazu werde zurzeit intensiv geforscht, sagten vor einiger Zeit Dipl.-Ing. Heberle und Dr.-Ing. Brüggemann von der Universität Bayreuth auf einer Jahrestagung des ORC-Fachverbandes e.V. in Bayreuth. Im Fokus stünden u.a. Forschungen zur Auswahl des besten Arbeitsmediums – eine äußerst wichtige Arbeit, wenn man bedenke, dass allein die zielgerichtete Auswahl eines besonders geeigneten Arbeitsmediums beträchtliche Optimierungspotenziale biete – sowie Forschungen zur verbesserten Prozessführung und Optimierung einzelner Komponenten.
Ferner habe man mit Blick auf die möglichen Einsatzgebiete und die damit verbundene Bandbreite an unterschiedlichen Rahmenbedingungen Simulationsprogramme entwickelt, mit denen sich zahlreiche Schaltungsvarianten untersuchen und besonders geeignete Konzepte identifizieren ließen, berichtet Brüggemann.
Die Optimierungsbemühungen betreffen aber zunehmend auch das Herzstück einer ORC- beziehungsweise Kalina-Anlage. Waren für die Stromerzeugung bislang Turbinen die erste Wahl – vielleicht deshalb, weil sie sich bereits über Jahrzehnte hinweg in konventionellen Kraftwerken bewährt haben – experimentieren und arbeiten einige Hersteller neuerdings mit Dampfexpansionsmotoren.
Die Auslöser dieser Entwicklung sind wohl in erster Linie im technischen und physikalischen Bereich zu suchen. So erfordert der Einsatz von Turbinen einen aufwendigen Anlagenbau und zieht deutliche Wirkungsgradeinbußen im Teillastbetrieb nach sich. Dampfexpansionsmotoren haben diesen Nachteil nicht, wie Dipl.-Kfm. Joachim Meyer von der DeVeTec GmbH, einer Ingenieurgesellschaft aus Saarbrücken, auf Anfrage mitteilte. „Sie zeichnen sich vor allem dadurch aus“, so Meyer weiter, „dass sie schwankende Abwärmeströme und Abgastemperaturen besser verarbeiten. Ferner ist unsere Technologie dadurch charakterisiert, dass mit einem Konzept, das drehzahlunabhängig arbeitet, verschiedene Temperaturbereiche und Arbeitsmedien erschließbar und nutzbar sind.“ Einen weiteren Vorteil nennt
Michael Schmidt, wie Meyer Geschäftsführer der DeVeTec GmbH: „Wir können statt Strom auch mechanische Wellenleistung verkaufen, mit der sich zum Beispiel Druckluft erzeugen lässt.“
Der elektrische Wirkungsgrad von ORC-Anlagen ist mit maximal 15 bis 20% relativ gering. Und trotzdem rechnen sie sich in vielen Fällen, weil sie beispielsweise als Modul in einer KWK-Anlage deren Wirkungsgrad auf knapp 50% steigern können. Außerdem ist zu bedenken, dass keine Brennstoffkosten anfallen.
Bei ORC-Anlagen mit Dampfexpansionsmotoren lägen inzwischen genügend Betriebserfahrungen vor, um deren Wirtschaftlichkeit berechnen zu können, berichtet DeVeTec-Geschäftsführer Schmidt in einem Fachbeitrag für das Magazin Bine-Informationsdienst. „Angeschlossen an den Ofen einer Gießerei können aus einer Abwärme von 3 MW durch zwei Motoren mit je 200 kW Leistung 2,8 Mio. kWh Strom im Jahr erzeugt werden. Dadurch kann sich die ORC-Anlage in weniger als fünf Jahren amortisieren, bei Nutzung der Restwärme zum Heizen in weniger als drei Jahren.“

Von der Entwicklung in die Anwendung
Das Haupteinsatzgebiet von ORC- und Kalina-Kraftwerken wird in Zukunft da liegen, wo bis heute Abwärme entsorgt wird, weil eine wirtschaftliche Nutzung nicht möglich scheint. Das ist z.B. häufig der Fall bei Anlagen zur Stromerzeugung – ob mit fossilen oder erneuerbaren Energieträgern – und bei industriellen Hochtemperaturprozessen.
Daneben dürfte aber auch die Nutzung von Umweltwärme weiter zunehmen, wie der unaufhörlich steigende Umsatz von Wärmepumpen im Bereich der oberflächennahen Geothermie beweist. Der nächs­te Schritt, der Einstieg zur Nutzung von Thermalwässern aus tiefen geologischen Schichten nämlich, ließ zwar länger auf sich warten, ist aber mittlerweile mit der Entwicklung der ORC- und Kalina-Technologie gelungen, wenn auch Misserfolge nicht ausgeblieben sind.

Erfahrung gesammelt
In Deutschland stand bei der Nutzung geothermischer Energie aus natürlichen Warmwasservorkommen bisher die Wärmegewinnung im Vordergrund. So wird schon seit vielen Jahren am Oberrhein aus großer Tiefe Wasser gefördert, das Temperaturen bis zu 160°C aufweisen kann. Damit lassen sich über geothermische Heizwerke Wohnsiedlungen und auch Betriebe beheizen oder – wie z.B. in mehreren Kurorten am Oberrhein – Thermalbäder für Heilanwendungen betreiben. Für die Nutzung dieses heißen Wassers als Arbeitsmedium für konventionelle Wärmekraftwerke zur Stromerzeugung  reicht dessen Temperatur und oft auch die Fördermenge nicht aus. Hierfür kommen nur binäre Systeme infrage, die in einem zweiten Kreislauf ein Arbeitsmedium benutzen, das schon bei niedriger Temperatur verdampft und eine Turbine oder einen Dampfmotor antreibt, um damit Strom zu erzeugen.
 Realisiert wurde ein solches System in Deutschland erstmals in Neustadt-Glewe in Mecklenburg-Vorpommern (2003). Dort ergab sich nach der Errichtung eines geothermischen Heizwerks noch energetisches Potenzial für die nachträgliche Integration einer Stromerzeugungsanlage. Man entschied sich damals für ein ORC-Kraftwerk, das dem Heizwerk vorgeschaltet wurde. Es arbeitete mit einer kostengünstigen einstufigen Turbine ohne Getriebe, der Sekundärkreislauf des Systems war mit Perfluorpetan gefüllt; mit einem Siedepunkt von 31°C bei Normaldruck schien es am besten geeignet. Das der Anlage zugeführte Wasser kam – wie noch heute das Wasser für das geothermische Heizwerk – aus einem 2250 m tiefen Förderbrunnen und hatte eine Temperatur von 98°C. Weil das Gesamtsystem wärmegeführt war, die Versorgung des Wärmenetzes also Vorrang hatte, konnte der Generator nur im Sommer mit voller Leistung (210 kW) ans Netz gehen, während er im Winter seine Leistung herunterfahren oder – bei Temperaturen unter minus 5°C – seinen Betrieb ganz einstellen musste.
„Die Anlage in Neustadt-Glewe ist ein wichtiger Meilenstein in der geothermischen Technologieentwicklung“, heißt es im Abschlussbericht des Deutschen GeoForschungsZentrums in Potsdam. Dessen Wissenschaftler begleiteten das Projekt und äußerten sich recht zufrieden: „Die Pilotanlage ermöglicht erstmals, auch in Deutschland geothermische Stromerzeugung zu demonstrieren und theoretische Berechnungen und Modelle praktisch mit Kraftwerksdaten zu untermauern.“ Im Jahr 2008 wurde die geothermische Stromerzeugung eingestellt, weil sie sich nicht rechnete.

Internationales Interesse
Mehr Erfolg war dem Geothermie-Kraftwerk in der bayerischen Gemeinde Unterhaching bei München beschieden. Zum 10-jährigen Bestehen konnte Dietmar Schütz, damals Präsident des Bundesverbandes Erneuerbare Energien e.V., den Verantwortlichen und den Bürgern in einem Grußwort zurufen, ihre Geothermieanlage gehöre zu den innovativsten in Deutschland, denn sie produziere nicht nur Wärme, sondern auch Strom. Gäste aus aller Welt kämen zu Besuch nach Unterhaching, so Schütz weiter, um Konzept und Technik des Projektes kennenzulernen. Betreiber ist die im August 2002 gegründete Geothermie Unterhaching GmbH & Co KG.
Mit 38 MW geothermischer Förderleis­tung zählt das Projekt in Unterhaching zu den leistungsstärksten in Deutschland (Bild 5). Der Standort ist für Geothermieanlagen deshalb so günstig, weil sich dort in einer Tiefe zwischen 1500 und 5000 m starke wasserführende Schichten (Aquifere) erstrecken, die sich vor mehr als 140 Mio. Jahren in den geologischen Strukturen des „Molassebeckens“, so die Bezeichnung des Untergrundes, gebildet haben. Sie führen Thermalwässer mit Temperaturen, die von 85°C bis 140°C reichen und damit für eine geothermische Nutzung sehr gut geeignet sind. Vor dem Hintergrund anhaltender Diskussion über die zukünftige Energieversorgung in Deutschland beschloss die Gemeinde Unterhaching deshalb, ihre Energieversorgung komplett auf die geothermische Ressource im süddeutschen Boden umzustellen.  
Wie die schematische Darstellung des Projekts zeigt (Bild 6), bilden zwei Bohrungen mit einer Tiefe von jeweils mehr als 3300 m die Standbeine der Anlage. Sie liegen rund 3,5 km voneinander entfernt. Die wichtigste Komponente des ganzen Projekts ist die 22 m lange Förderpumpe, mit der sich rund 150 l Thermalwasser pro Sekunde fördern lassen, das sind bei dem unumgänglichen Dauerbetrieb rund 4700 m3. Um eine hohe Verfügbarkeit der Thermalwasserförderung zu gewährleisten, lagert der Betreiber in einem kleinen Brunnenschacht von 40 m Tiefe eine zweite Pumpengarnitur.
Der größere Teil des 122°C heißen Thermalwassers dient zur Speisung eines Fernwärmenetzes, aus dem Bürger der Gemeinde mit Wärme versorgt werden. Der Rest wird über eine automatische Steuerung nach Bedarf in den Primärkreislauf eines Kalina-Kraftwerks eingespeist, wobei die Außentemperatur die regelnde Größe ist. Da die Geothermieanlage wärmegeführt ist, die Wärmeversorgung also Vorrang hat, kann es vorkommen, dass die Kalina-Turbine zeitweise heruntergeregelt oder sogar für einige Stunden außer Betrieb genommen werden muss.
Für die Stromerzeugung stand zunächst auch die ORC-Technologie zur Wahl, die zuvor schon häufig bei der Verstromung von Abwärme zum Zuge gekommen war. Entschieden haben sich die Verantwortlichen aber für eine Kalina-Anlage. Denn nur für sie gab es Fördermittel vom Umweltministerium, das diese besonders innovative Technologie unbedingt nach Deutschland holen wollte. Als Partner für die Entwicklung und Lieferung des Kraftwerks gewann man die Siemens AG.
Im Jahr 2009 floss dann erstmals Strom aus der 3,34 MW starken Kalina-Turbine ins öffentliche Netz. Wolfgang Geisinger, Geschäftsführer des Betreibers Geothermie Unterhaching, verdeutlichte den Umfang der Kraftwerkleistung mit einem Vergleich: „Die hier installierte Leistung entspricht der Leistung von mindestens vier Windrädern mit etwa 200 m Gesamthöhe. Und diese Leistung ist immer verfügbar, rund um die Uhr.“
Wegen kritischer Nachfragen zur Umweltverträglichkeit von Ammoniak weist der Betreiber ausdrücklich darauf hin, dass kein Ammoniak in die Umwelt gelange. Im Falle eines versehentlichen Austritts würde das Ammoniak über Rohre in einen Wassertank geleitet, wo es absorbiert und eingefangen würde. Ammoniak sei auch kein Treibhausgas oder eine ozonschädigende Chemikalie. Und weiter: „Sowohl die Kalina-Technik, als innovative und erstmalig eingesetzte Kraftwerkstechnik im Bereich der Geothermie, als auch die Weiterentwicklung der Bohr- und Pumptechnik, wirken stimulierend auf die gesamte Branche. Inzwischen gibt es südlich von München einen regelrechten Boom für die klimafreundliche, heimische Energiequelle. Aber auch international ist das Interesse an Tiefengeothermie in den vergangenen Jahren enorm gestiegen.“
Die Geothermie Unterhaching GmbH Co. KG gab mit Datum 1. Mai 2014 folgende Zahlen zur Stromerzeugung bekannt:

• eingesetzes Elektrokraftwerk: Kalina-Technologie,
• elektrische Leistung: 3,36 MW,
• Investitionsvolumen: 16 Mio. Euro (Amortisationszeit Gesamtinvestition: 15 Jahre),
• Förderung nach EEG: bis einschließlich einer Leistung von 10 MW: 16,0 Ct./kWh; ab einer Leistung von >10 MW: 10,5 Ct./kWh; bei KWK erhöht sich die Vergütung um je 3,0 Ct./kWh; Frühbucherbonus bis Ende 2015: zusätzlich 4,0 Ct./kWh; Technologiebonus beispielsweise bei HDR-Systemen: zusätzlich 3,0 Ct./kWh,
• produzierter Strom:
  2009: 4069775 kWh
  2010: 10923272 kWh
  2011: 7585680 kWh
  2012: 8368000 kWh
  2013: 6691000 kWh.

Nicht nur aus geothermischer Wärme
ORC- und Kalina-Kraftwerke können für die Stromerzeugung nicht nur geothermische Wärme nutzen, sondern eine Vielzahl weiterer Wärmequellen, wie z.B., heiße Abgase und Flüssigkeiten aus industriellen Prozessen und Abwärme aus BHKWs. Als Anwendungsbeispiel für die Nutzung von Abwärme mithilfe der ORC-Technologie mag die KWK-Anlage der Stadtwerke Kempen dienen. Diese suchten nach einer Lösung für ein Problem, mit dem sie zuvor nicht gerechnet hatten: Aufgrund gesetzlicher Anforderungen (EnEV) und der Erfolge von Energieeffizienzberatungen und Modernisierungsratschlägen sank die Nachfrage nach Wärme. Die Idee der Stadtwerke war nun, die Abwärme ihrer fünf KWK-Gasmotoren für die Stromerzeugung nutzbar zu machen, um so die Verluste zu kompensieren. Eine Machbarkeitsstudie kam zu dem Ergebnis, dass die Implementierung einer ORC-Anlage technisch möglich und wirtschaftlich sinnvoll sei. Man entschied sich für den Einbau eines Aggregats des italienischen Herstellers Turboden (Typ Turboden 6 HR) mit einer elektrischen Leistung von 528 kW. Im Primärkreislauf der ORC-Anlage zirkuliert Thermoöl, das zuvor von den Abgasen der BHKWs auf eine Temperatur von 310°C erhitzt wurde. Der Sekundärkreislauf ist mit Silikonöl gefüllt, das verdampft und bei einem Druck von 10 bar und einer Temperatur von 290°C eine Turbine zur Stromerzeugung antreibt.
Der Erfolg ihrer Investition könne sich sehen lassen, wie die Stadtwerke Kempen schreiben: „Die realisierte neuartige Kombination aus KWK und ORC wurde vom Bundesumweltministerium im Rahmen des BMU-Umweltinnovationsprogramms mit 20% gefördert. Die Stadtwerke selbst investierten 2,45 Mio. Euro. Der Vergleich Heizkraftwerk mit und ohne ORC-Anlage ergibt einen Vorteil für den Betrieb mit der ORC-Anlage in Höhe von etwa 315000 Euro pro Jahr. Erwartet wird eine Amortisationsdauer von unter zehn Jahren.“

Steigende geothermische Stromproduktion
Der ORC-Fachverband e.V. erwartet in den kommenden Jahren einen starken Anstieg der geothermischen Stromproduktion in Europa. Er hat auf der Basis einer Studie der IZES GmbH ermittelt, dass die deutsche Industrie jährlich mehr als 280 TWh Abwärme produziert, die weitgehend ungenutzt bleiben. Wie Verbandsgeschäftsführer Dr. Christian Gloria kürzlich im Rahmen eines ORC-Symposiums vortrug, errechne sich daraus ein Potenzial von bis zu 5 GW elektrischer Leistung. Damit verfüge man in Deutschland über eine Energiequelle, die vier große Kernkraftwerke in Leistung und Lastprofil auf umweltneutrale und netzschonende Art ersetzen könne.    

Autor: Wilhelm Wilming

Quellen:

• ORC-Fachverband e.V.: www.orc-fachverband.de
• Geothermische Energie. Mitteilungsblatt der Geothermischen Vereinigung/GtV, Ausgabe 43, Meppen 2003.
• Rödl & Partner GbR: Erfolgreiche Projektumsetzung Geothermie Unterhaching, München, März 2012.
• Geothermie Unterhaching GmbH & Co. KG: Geothermie Unterhaching: Die umweltfreundliche Energieversorgung der Zukunft [ohne Ort und Jahr]. Stadtwerke Kempen: www.stadtwerke-kempen.de