CCS – Carbon Capture and Storage

3.3.6.1 Technologiebeschreibung

CO2 aus industriellen Verbrennungsprozessen kann abgeschieden und dauerhaft geologisch gespeichert werden. Somit kann die steigende Belastung der Atmosphäre mit Treibhausgasen reduziert werden. Von der Internationalen Ener-gieagentur wird der Einsatz von CO2 -Abscheide-techniken zur Erreichung der Klimaziele für unbe-dingt notwendig erachtet (IEA 2016). Die gesamte Technologie wird allgemein als Carbon Capture and Storage (CCS) bezeichnet (FischedicK et al.

2015). Der Prozess kann in drei Einzelschritte unterteilt werden (Abb. 3.70): CO2-Abscheidung, CO2-Transport (Tankschiffe, Tanklaster, Pipelines) zur Lagerstätte und CO2-Speicherung.

Abtrennungstechnologien werden schon seit Jahrzehnten in der chemischen Industrie und in Raffinerien eingesetzt, allerdings ist die techni-sche Anwendung im Energiesektor nach wie vor herausfordernd. Verschiedene CO2 -Abtrennver-fahren für den Kraftwerksmaßstab, deren Sys-temkomponenten bereits ausgereift sind, werden dabei diskutiert. Als wichtigstes Unterscheidungs-merkmal gilt der Zeitpunkt, zu dem die CO2 -Emis-sionen abgetrennt werden (FischedicK et al.

2015): Post-Combustion-Capture, Oxyfuel und Pre-Combustion. Zwei weitere Verfahren, deren technische Reife speziell im Energiesektor noch weniger fortgeschritten sind, sind das Membran-verfahren und das Chemical Looping-Verfahren.

Ausschließlich das Post-Combustion- und das Oxyfuel-Verfahren lassen sich bei bereits beste-henden Anlagen nachrüsten. Beim Pre-Combus-tion-Verfahren ist eine Auslegung der kompletten Anlage notwendig, sodass es sich nur für Neuan-lagen eignet. In Abb. 3.71 sind die drei Carbon-Capture-Verfahren schematisch dargestellt.

Post-Combustion

Erfolgt die CO2-Abscheidung nach der Verbren-nung, spricht man vom sogenannten Post-Com-bustion-Verfahren. Dabei wird der Brennstoff zunächst normal verbrannt. Durch die Verbren-nung entstehen Stickoxide, Schwefeloxide und andere Schadstoffe. Bestehende Kraftwerke verfügen deshalb über entsprechende Rauch-gasreinigungsanlagen, die die Schadstoffe filtern und abtrennen. Beim Post-Combustion-Verfah-ren wird, nach der Rauchgasreinigungsanlage, eine zusätzliche Reinigungsstufe hinzugefügt.

Für die Abtrennung des CO2 aus dem Rauchgas kommen derzeit folgende Verfahren zum Einsatz:

Absorptionsverfahren (chem. und phys. Absorp-tion), Adsorptionsverfahren, Membran-Verfahren und Kryogen-Verfahren. Das gebräuchlichste Verfahren ist die chemische Absorption mittels Aminwäsche, im Allgemeinen auch als Rauchgas-wäsche bekannt. Dabei wird das Rauchgas, meist im Gegenstromprinzip, durch ein flüssiges (z. B.

Amin-basiertes wie Monoethanolamin) Lösungs-mittel geleitet, welches das CO2 aus den Rauch-gasen absorbiert bzw. bindet. Unter Zufuhr von Wärme wird das zuvor gebundene CO2 in einem anderen Reaktor wieder zum Ausgasen gebracht.

Eine solche Regeneration durch Desorption kann auch über einen Druckwechsel erfolgen. Das regenerierte Lösungsmittel wird wieder in den Prozesskreislauf eingebracht und das CO2 kann weitertransportiert werden. Bei der Membrantech-nologie erfolgt die Trennung des CO2 über spezi-ell selektive Membranen (FischedicK et al. 2015).

Für die Abtrennung des CO2 aus dem Kraftwerks-prozess besitzt die chemische Absorption im Ver-gleich zu den anderen vorgestellten Verfahren den höchsten technologischen Entwicklungs-stand. Als sogenannte „End-of-Pipe“-Technologie hat das Post-Combustion-Verfahren den Vorteil der Nachrüstbarkeit für bereits bestehende Kraft-werke. In Bezug auf den Kraftwerksbau bedeutet die Nutzung eines chemischen Waschverfahrens

keine Änderung der eingesetzten Technologien wie Brenner, Kessel, Turbinen usw. Allerdings muss die Abstimmung der gesamten Anlage ver-ändert werden, da die zusätzliche Wärmeenergie für die Regeneration des Lösungsmittels bereit-gestellt werden muss. Außerdem müssen die Waschanlage und die notwendige Verrohrung in die Geometrie und Topologie mit eingeplant wer-den. Zudem zeigt das Post-Combustion-Verfah-ren eine hohe Flexibilität hinsichtlich der geführ-ten Lastnutzungen des Kraftwerks. Nachteile sind der hohe Energiebedarf, welcher vor allem die Regeneration des Lösungsmittels betrifft, und der erhöhte Platzbedarf der gesamten Anlage (FischedicK et al. 2015; Wietschel et al. 2015)

Pre-Combustion

Beim Pre-Combustion Capture findet die CO2 -Abscheidung vor dem eigentlichen Verbrennungs-vorgang statt. Als Beispiel wird an dieser Stelle die IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) -Technologie genannt. Bei diesem Verfah-ren wird der BVerfah-rennstoff unter Zugabe von Sauer-stoff bei Temperaturen von ca. 900 °C in einem Vergasungsreaktor zu Synthesegas umgewan-delt. Die unerwünschten Gasbestandteile (H2S, COS, HCN, NH3) werden anschließend entfernt.

Das Synthesegas, das sich hauptsächlich aus Kohlenmonoxid und Wasserstoff zusammensetzt, wird mittels Wasserstoffkonvertierung in einem Shift-Reaktor unter Hinzugabe von Wasserdampf in CO2 und weiterem Wasserstoff umgewandelt.

Konzept Labormaßstab Demonstrations-maßstab

Potentielle zukünftige

bahnbrechende Technologien Komponententechnologien sind ausgereift, Beweis für Integration auf Plattformebene

steht aus

Kommerzieller Maßstab Kommerzielle

Verfeinerungen notwendig Membranen

Chemical looping

Oxyfuel

CO2-EGR (Enhanced Coal-bed Methane)

Saline Aquifer

Erschöpftes Öl- uns Gasfeld

CO2-EOR (Enhanced Oil

Recovery) Pre-Combustion

Post-Combustion

Industrielle Separation Transport onshore Transport

offshore

AbtrennungTransportSpeicherung

Abb. 3.70: Entwicklungsstadien der CCS-Systemkomponenten

(Quelle: Eigene Darstellung nach IPCC 2005 und m^CK^iNSey & C^OmpaNy 2008)

Es entsteht ein Synthesegas aus den Haupt-bestandteilen Wasserstoff und CO2. Der hohe CO2-Partialdruck ermöglicht eine Abtrennung des CO2 aus dem H2/CO2-Gemisch mittels phy-sikalischer Wäsche oder Membranen. Bei einer physikalischen Wäsche wird das CO2 in einer Waschlösung, z. B. Methanol, gelöst. In Zukunft kommt auch die Membrantechnik (Wasserstoff-membranen) zur CO2-Abtrennung verstärkt in Frage, deren Vorteil in einer Reduzierung des Energieverbrauchs zu sehen ist. Der verbleibende Wasserstoff kann in weiterer Folge in der Strom-erzeugung für Gas- oder Dampfturbinenkraft-werke eingesetzt werden (FischedicK et al. 2015).

Ein Vorteil ist, dass für die IGCC-Kraftwerke eine hohe Einsatz- und Brennstoffflexibilität besteht.

Dadurch können bei der Vergasung neben Kohle auch andere, alternative Energieträger, z. B. Bio-masse oder Sonderbrennstoffe, eingesetzt wer-den. Ein wesentlicher Nachteil dieser Technologie ist jedoch, dass die Nachrüstung für bereits beste-hende Kraftwerke nicht möglich ist (FischedicK et al. 2007; FischedicK et al. 2015).

Oxyfuel

Die Grundlage des Oxyfuel-Verfahrens ist die Ver-brennung des Brennstoffs mit reinem Sauerstoff und nicht konventionell mit der Umgebungsluft.

Dadurch wird ein Rauchgas erzeugt, welches im Wesentlichen aus CO2 (ca. 80 %) und Wasser-dampf besteht. Durch die Verbrennung mit reinem Sauerstoff entstehen keine Stickoxide, wodurch aufwändige Entstickungsanlagen entfallen. In einem anschließenden Kondensationsschritt erfolgt die Trennung des im Abgas enthaltenen CO2 vom Wasserdampf. Aufgrund der Verbren-nung mit reinem Sauerstoff entstehen dabei ex-trem hohe Verbrennungstemperaturen. Um diese zu reduzieren und zu regeln, wird ein Teil der Rauchgase wieder in den Prozess zurückgeführt.

Das restliche Abgas kann in weiterer Folge von restlichen Schadstoffen, z. B. Schwefeloxid, gerei-nigt werden. Die Haupttrennarbeit und somit der höchste Energieverbrauch werden bei der Her-stellung von reinem Sauerstoff in einer Luftzer-legungsanlage aufgewandt. Stand der Technik ist hierbei die kryogene Luftzerlegung, bei der die Luft zunächst verflüssigt wird und dann Sauer-stoff und StickSauer-stoff durch Destillation aufgetrennt werden. Bei der Sauerstoffherstellung könnte der Einsatz von Hochtemperaturmembranen den Energieverbrauch deutlich senken. Diese spe-zielle Polymermembranen sind jedoch noch nicht Stand der Technik (creMer 2007). Neben dem Membranverfahren ist noch das Chemical-Loo-ping Verfahren als vielversprechend zu betrach-ten (KucKshinrichs 2013; FischedicK et al. 2015).

Post-Combustion

Abb. 3.71: Schematische Darstellung der drei Carbon-Capture-Verfahren (Quelle: Verändert nach IPCC 2005)

Chemical-Looping-Combustion (Unmixed-Combustion)

Beim Chemical Looping Verfahren (CLC) handelt es sich um eine neue Technologie. Im Vergleich zu anderen CO2-Abtrennverfahren ist der Ener-gieaufwand für die Abtrennung des CO2 aus dem Abgasstrom deutlich geringer. Es handelt sich um einen indirekten Verbrennungsprozess, bei dem der Brennstoff ohne direkten Kontakt mit der Luft verbrannt wird. Der benötigte Sauerstoff wird nicht mittels energieintensiver kryogener Luftzerlegung hergestellt, sondern durch einen Sauerstoffträger bereitgestellt (orth 2014). Das CLC-Verfahren besteht dabei im Wesentlichen aus zwei miteinan-der verbundenen Wirbelschichtreaktoren, einem Luftreaktor und einem Brennstoffreaktor. Das Bettmaterial, welches zwischen den beiden Reak-toren zirkuliert, dient dabei als Sauerstoffträger und besteht in der Regel aus Metalloxid (MeO).

Im Luftreaktor wird der Sauerstoffträger mit Luft oxidiert. Das Abgas aus dem Luftreaktor setzt sich dabei aus Stickstoff und Sauerstoff zusammen.

Im nachgelagerten Brennstoffreaktor reagiert der Sauerstoffträger mit dem Brennstoff, wobei dem Metalloxid der Sauerstoff wieder entzogen wird.

Der so erzeugte Abgasstrom besteht dabei haupt-sächlich aus Kohlendioxid und Wasserdampf.

Nach der Kondensation des Wasserdampfes bleibt ein reiner CO2-Gasstrom übrig. Sobald die Reaktion im Brennstoffreaktor abgeschlossen ist, wird das reduzierte Metalloxid wieder zum Luftre-aktor transportiert und mit Sauerstoff regeneriert (orth 2014). Die vereinfachte Funktionsweise des CLC-Verfahrens ist in Abb. 3.72 dargestellt.

CO2-Transport

Bei allen Verfahren wird nach der Abtrennung das CO2 entweder für den bevorzugten Trans-port in Pipelines auf 110 bar verdichtet (überkri-tischer Zustand) oder bei geringen Mengen für den Abtransport in Schiffen oder Lkw verflüssigt.

Danach wird es in tiefen geologischen Formatio-nen on- oder offshore gespeichert. Bei der Ölge-winnung wurden dazu bereits wertvolle Erfahrun-gen gesammelt, indem CO2 zum EOR (Enhanced Oil Recovery) eingesetzt oder in erschöpften Öl- bzw. Gasfeldern gespeichert werden kann.

CCS-Technologieentwicklung

Aufgrund von Wirkungsgradverlusten von 6 – 13 % eines Kraftwerks (WuPPertAl institut, isi, izes 2017) durch CCS-Technologien benötigen Kraft-werke je nach Anlagentyp bis zu 40 % mehr Pri-märenergie (IPCC 2005), was auch mit erhöhten CO2-Emissionen verbunden ist. Diese CO2 -Emis-sionen werden wiederum zu 85 – 95 % abgeschie-den und können gespeichert werabgeschie-den, sodass die Emissionen in die Atmosphäre durch CCS insge-samt um 80 – 90 % reduziert werden können.

Daher stellt eine Steigerung des Wirkungsgrades im Kraftwerksbasisprozess eine wesentliche Ent-wicklungsaufgabe dar. Alle Verfahren besitzen Potenzial, die Wirkungsgradeinbußen mithilfe effi-zienter Integration in den Kraftwerksprozess und der Entwicklung neuer Verfahren und Materialien zu senken. Vielversprechend ist, dass eine CO2 -Reinheit von über 99 % bei allen Abtrennverfahren bereits erreicht wurde. Dabei ist das Post-Com-bustion-Verfahren zurzeit mit Abstand die am wei-testen entwickelte Technologie, um die CO2 -Emis-sionen aus dem Kraftwerksprozess abzutrennen (KucKshinrichs 2013; Wietschel et al. 2015; WuP

-PertAl institut et al. 2017).

International sind bereits einige CCS-Anlagen in Betrieb, einige davon in großtechnischem Maß-stab. In Europa befinden sich in Norwegen aktuell zwei großtechnisch betriebene Anlagen mit einem CCS-Volumen von zusammen 1,7 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr. Zusätzlich befinden sich auf euro-päischer Ebene zehn weitere Anlagen in verschie-denen Entwicklungsstation: sechs in UK, zwei in den Niederlanden, eine in Norwegen und eine in Irland. Diese zehn Anlagen wären insgesamt in

Me

Abb. 3.72: Ablauf des Chemical-Looping- Verfahrens (Quelle: O^Rth 2014)

der Lage, 20,8 Mio. Tonnen CO2 jährlich abzu-scheiden. Die Speicherkapazität in Europa wird auf etwa 300 Gigatonnen CO2 geschätzt (globAl

ccs institute 2019). In Abb. 3.73 sind ehema-lige, laufende und zukünftige CCS-Projekte dar-gestellt (globAl ccs institute 2020).

3.3.6.2 Rohstoffinhalt

Nach corMos et al. (2013), die die drei verschie-denen Kraftwerkstypen Erdgas und Kohlekraft-werke mit Kombi-Prozess mit integrierter Verga-sung (NGCC und IGCC sowie PF) mit und ohne CCS untersucht haben, werden für den Bau von Kraftwerken mit CCS bei den kohlebasierten Kraft-werken (IGCC und PF) die doppelte Menge Beton und Stahl benötigt. Bei Gaskraftwerken steigt bei der CCS-Variante ausschließlich der Bedarf an niedriglegierten Stählen um 64 %. Die

dargestell-ten Zahlen beruhen auf konzeptionellen Referenz-kraftwerken zwischen 400 – 500 MW mit einer minimalen CO2-Abscheidungsrate von 90 % und sind nach corMos et al. (2013) im Abgleich mit der Literatur valide. Sie wurden durch Simulationen an den notwendigen Stellen ergänzt. Anschließend wurden die effizientesten Kraftwerke untereinan-der verglichen. Dabei wurden Konstruktionspara-meter aus der Literatur entnommen.

In einer JRC-Studie (Moss et al. 2011) wurde, neben anderen Energietechnologien, auch CCS in Hinblick auf die Materialmengen analysiert, die für die Erfüllung des SET-Plans nötig sind.

In Tab. 3.61 sind die identifizierten Legierungs-elemente für die CCS-Technologien aufgelistet.

Diese Zahlen berücksichtigen, neben dem Bedarf für die eigentliche CCS-Anlage, auch die Stahl-mengen für Rohre zum Transport des CO2 zum Lagerungsort (Moss et al. 2011).

Abb. 3.73: Globale CCS-Projekte (Quelle: glObal CCS iNStitute 2020)

Im Dokument Rohstoffe für (Seite 196-200)