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Abb. 25: Blick in die Oxyfuel Testanlage.
© Vattenfall Europe AG

Abb. 26: Unterteilung der verschiedenen Prozessrouten.
© PowerTech

Abb. 27: Prinzip des Carbonate Looping Verfahrens.
© TU Hamburg Harburg

Abb. 28: Vereinfachtes Schema des Chemical Looping Combustion-Prozesses.
© TU Hamburg Harburg

Abb. 29: So könnte CCS in der Praxis aussehen.
© Neue Zürcher Zeitung/Total

Abb. 30: Bohrkerne aus Ketzin werden verpackt.
© Geoforschungszentrum Potsdam
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CO2 abtrennen, transportieren, lagern (CCS)

Mithilfe wirkungsgradsteigernderMaßnahmen lassen sich die CO2-Emissionen von fossil befeuerten Kraftwerken erheblich reduzieren. Eine weitgehende Vermeidung von CO2-Emissionen an die Atmosphäre lässt sich jedoch nur durch die CCS-Technologien (Carbondioxide Capture and Storage) erreichen. Das Ziel der CCS-Prozesskette ist, CO2 mit möglichst geringem energetischem und apparativem Aufwand abzutrennen und dauerhaft in geologischen Formationen zu lagern.

Durch die Anwendung von CCS-Technologien werden nur noch etwa 10% des im Kraftwerksprozess entstehenden CO2 in die Atmosphäre emittiert. Die restlichen 90% werden abgetrennt, aufbereitet (z. B. Trocknung), verdichtet, zum Speicher transportiert und dauerhaft eingelagert.

Grundsätzlich unterscheidetman drei Technologierouten: Post-Combustion und Pre-Combustion CO2-Abtrennung sowie dasOxyfuel-Verfahren. Das CO2 wird dabei entweder nach (post) oder vor (pre) der eigentlichen Verbrennung abgetrennt oder im Verbrennungsprozess durch das Fernhalten von Stickstoff aufkonzentriert (Oxyfuel) und abgetrennt. Neben den technischen Details der Verfahren unterscheiden sie sich durch den entstehenden Wirkungsgradverlust, die Möglichkeit zur Nachrüstung und vor allem den zugrunde liegenden Kraftwerksprozess. Das Post-Combustion und das Oxyfuel-Verfahren basieren auf dem konventionellen Dampfkraftprozess. Das Pre- Combustion Verfahren beruht auf einem Kombi-Prozess mit Kohlevergasung (s. „Kohlekraftwerke mit Vergasung“).

Post-Combustion

Der grundlegende Aufbau des konventionellen Kraftwerks mit den Anlagen zur Rauchgasreinigung bleibt beim Post-Combustion Verfahren weiterhin bestehen. Die möglichen Verfahren zur Abtrennung des CO2 aus dem gereinigten Rauchgas können im Wesentlichen unterteilt werden in chemische Absorption, physikalische Absorption, Tieftemperaturverfahren, Membranverfahren und Adsorption. Kurz- bis mittelfristig gelten chemische Rauchgaswäschen (zumeist wässrige Aminlösungen, z. B. Monoethanolamin (MEA), oder Aminosalze) als die aussichtsreichsten Verfahren. Im Vergleich zu einem Kraftwerk ohne CO2-Abtrennung ergeben sich für die Abtrennung und die Verdichtung Wirkungsgradverluste von 10 – 12% Punkten beim Einsatz von MEA. Erste Pilotanlagen wurden bereits errichtet, ein großtechnischer Einsatz ist jedoch noch nicht Stand der Technik.

Das Carbonate Looping Verfahren (Abb. 27) ist ein alternatives Post-Combustion Verfahren. Hier wird CO2 mithilfe des Stoffsystems CaO/CaCO3 aus dem Rauchgas eines konventionellen Kraftwerks abgetrennt. Es besteht die Aussicht, dass die Wirkungsgradminderung mithilfe dieses Verfahrens weiter gesenkt werden kann. Allerdings besteht noch erheblicher Forschungsbedarf, sodass man hier von einem Verfahren der 2. Generation sprechen kann.

Oxyfuel-Verfahren

Beim Oxyfuel-Verfahren wird der Brennstoff mit einer Mischung aus nahezu reinem Sauerstoff (z. B. > 95 Mol-%) und zurückgeführtem Rauchgas anstelle von Luft verbrannt. Dazu wird Luft in einer kryogenen Luftzerlegungsanlage in ihre Hauptbestandteile Sauerstoff und Stickstoff getrennt. Dem Verbrennungsprozess wird somit der Stickstoff entzogen und das Rauchgas besteht hauptsächlich aus CO2, Wasserdampf und Restsauerstoff. Die Verbrennung mit nahezu reinem Sauerstoff, ohne die Zugabe von zurückgeführtem Rauchgas, würde zu sehr hohen Temperaturen und damit zu unzulässig hohen thermischen Belastungen der Dampferzeugerheizflächen führen. Um die Rauchgastemperaturen und die Materialtemperaturen in der Dampferzeugerwand auf ein ähnliches Niveau wie bei der Verbrennung mit Luft einzustellen, müssen bei der Verbrennung von Steinkohle etwa zwei Drittel des Rauchgasmassenstromes zurückgeführt werden. Je nach Brennstoffzusammensetzung, Falschlufteintrag, Verbrennungsstöchiometrie und Sauerstoffreinheit kann damit eine CO2-Konzentration im trockenen Rauchgas von bis zu 90 Vol.-% (i. tr.) erreicht werden. Die restlichen Rauchgasbestandteile sind vor allem Sauerstoff, Stickstoff, Argon sowie, je nach Umfang der Rauchgasreinigungsmaßnahmen und der Verbrennungsführung, in geringen Mengen SOX, NOX und CO. In Abhängigkeit von den Anforderungen des Transports und der geologischen Speichersysteme muss der CO2-Strom noch weiter aufkonzentriert werden. Der anteilig größte Wirkungsgradverlust ergibt sich durch den Energiebedarf der Luftzerlegungsanlage und der CO2-Aufkonzentration und -Verdichtung. Bezogen auf ein Kraftwerk ohne CO2-Abtrennung ergeben sich nach dem aktuellen Wissensstand Wirkungsgradverluste von 9 – 11%-Punkten. Für den großtechnischen Einsatz in Kohlekraftwerken ist es noch nicht Stand der Technik. Erste Pilotanlagen sind in Betrieb.

Mithilfe von alternativen Verfahren zur Sauerstoffbereitstellung, wie z. B. Membrantechnologien oder des Chemical Looping Combustion Verfahrens (s. Abb. 28), wird untersucht, ob der Energiebedarf unter das Niveau des Prozesses mit kryogener Luftzerlegung gesenkt werden kann. Auch diese Technologierouten sind Prozesse der zweiten Generation mit langfristiger Perspektive.

Pre-Combustion

Bei dieser CCS-Technologie wird zunächst der feste Brennstoff unter Druck in einem Vergaser zu einem Rohgas, das hauptsächlich aus CO, H2 und CO2 besteht, umgesetzt. Als Vergasungsmittel werden Wasserdampf und vor allem Sauerstoff eingesetzt, der ähnlich wie bei der Oxyfuel-Technologie in einer kryogenen Luftzerlegungsanlage gewonnen wird. In Abhängigkeit vom Vergasungsverfahren und vom Brennstoff muss das Rohgas in den anschließenden Prozessschritten noch unterschiedlich aufwendig gereinigt und gekühlt werden. Zusätzlich zum CO2 werden Schwefelkomponenten, wie z. B. H2S, aus dem Rohgas abgetrennt. Das nun vornehmlich aus Wasserstoff bestehende Brenngas wird in einem Kombi- Prozess, bestehend aus Gasturbinenanlage mit nachgeschaltetem Abhitzedampferzeuger und Dampfturbine, verstromt. Weiterhin besteht die Möglichkeit, das Rohgas stofflich als Ausgangsstoff zur Produktion von synthetischen Treibstoffen oder für die chemische Industrie (z. B. Methanolsynthese) zu nutzen. Durch die CO2- Abtrennung ergeben sich Wirkungsgradverluste von 8 – 11 %-Punkten im Vergleich zu einem IGCC-Kraftwerk ohne CO2-Abtrennung. Seit Mitte der 1990er Jahre sind einige IGCC-Kraftwerke ohne CO2-Abtrennung in Betrieb. Ein IGCC-Prozess mit CO2-Abtrennung ist jedoch noch nicht Stand der Technik.

Transport

Der CO2-Transport ist das notwendige Bindeglied zwischen der CO2-Abtrennung am Kraftwerksstandort und der geologischen Speicherstätte. Um den Aufwand möglichst gering zu halten, sollte nach Möglichkeit ein geeigneter Speicher in Kraftwerksnähe genutzt werden. Da dies nicht immer möglich sein wird, können Transportentfernungen von einigen 100 km erforderlich sein. Für die bei der großtechnischen Stromerzeugung abzutrennenden CO2- Massenströme kommt über Land vor allem der Transport per Pipeline in Frage. Auch der Transport per Schiff, ähnlich wie bei verflüssigtem Erdgas (LNG), ist denkbar. In einem steinkohlebefeuerten Kraftwerk mit einer elektrischen Nettoleistung von beispielsweise 600MW müssen täglich ungefähr 13.000 Tonnen CO2 abgetrennt und zum Speicher transportiert werden. Für den Transport wird das CO2 verdichtet, um das Transportvolumen zu verringern sowie die Druckverluste in der Pipeline und den vorherrschenden Druck im Speicher zu überwinden. Weltweit existieren bereits CO2-Pipelines mit einer Gesamtlänge von etwa 5.000 km. Diese befinden sich vorwiegend in den USA und werden in Ölfeldern zur Erhöhung der Ausbeute mit dem Enhanced-Oil-Recovery (EOR) Verfahren eingesetzt.

Geologische Lagerung

Um das abgetrennte CO2 dauerhaft von der Atmosphäre zu trennen, muss es sicher in tiefen geologischen Formationen gespeichert werden. Saline Aquifere sowie ausgeschöpfte Gas- und Ölfelder sind dafür die vielversprechendsten Möglichkeiten. Saline Aquifere sind salzwasserführende, poröse Gesteinsschichten in mehreren hundert bis einigen tausend Metern Tiefe. Der Salzgehalt in diesen Formationswässern liegt zwischen 100 und 400 g/l und ist damit wesentlich höher als der von Meerwasser mit 35 g/l. Potenzielle Speicher sollten in einer Tiefe von mindestens 800 m liegen, damit das CO2 bei den dort herrschenden Druckverhältnissen eine hohe Dichte aufweist und damit weniger Speichervolumen beansprucht. Eine natürliche undurchlässige Barriere über dem Speichergestein, z. B. Ton, ist notwendig, um das Aufsteigen von CO2 zu verhindern. Natürliche CO2- und Erdgasvorkommen haben gezeigt, dass Gas durch geeignete Gesteinsformationen über Jahrmillionen sicher eingeschlossen werden kann.

Für Deutschland schätzt die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe eine Speicherkapazität zwischen 9 und 15,6 Milliarden Tonnen CO2. Bereits seit einigen Jahren wird CO2 an verschiedenen Standorten weltweit großtechnisch in tiefe Gesteinsschichten injiziert. So wurden seit 1996 bereits mehrere Millionen Tonnen CO2 in das Sleipner Feld (Nordsee) etwa 1.000 m unterhalb des Meeresbodens eingebracht. Vor der Inbetriebnahme eines potenziellen Speichers müssen umfangreiche Voruntersuchungen sicherstellen, dass dort CO2 über lange Zeiträume aufgenommen werden kann. Ebenso müssen genehmigungsrechtliche Fragen und Fragen der Akzeptanz gelöst sein.

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