 Hintergrund |
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"CO2" ist die chemische Kurzbezeichnung für Kohlendioxid, ein Gas, das bei der Verbrennung (chemische Reaktion von Kohlenstoff C mit Sauerstoff O) entsteht und zu rund 64 % zum menschgemachten Treibhauseffekt beiträgt.
Ein erheblicher Anteil des CO2s entsteht in den Industrieländern bei der Verfeuerung fossiler Brennstoffe in Kraftwerken.
Um den weiteren Anstieg der CO2-Konzentration in der Atmosphäre abzubremsen und längerfristig wieder zu reduzieren, werden derzeit Verfahren erforscht, das in Kraftwerken (und anderen Anlagen) entstehende CO2 abzuscheiden und auf Dauer so zu lagern, dass es nicht in die Atmosphäre gelangen kann.
Solche Verfahren zur Abscheidung und Endlagerung von CO2 werden im internationalen Sprachgebrauch sowie in der Fachliteratur/ in Fachartikeln, zunehmend auch in deutschsprachigen Medien, zusammenfassend mit "CCS-Technologien" bezeichnet.
Der CCS-Prozess gliedert sich in drei Schritte:
(1) CO2-Abtrennung im Kraftwerk
(2) Verflüssigung des Kohlendioxids und Transport zu den Endlagerstätten
(3) Verpressung in den Untergrund.
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CCS-Verfahren
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Für den ersten Prozessschritt, also der CO2-Abscheidung, gibt es 3 unterschiedliche Verfahren:
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Post-Combustion Capture: Abtrennung des CO2 aus dem Rauchgas, das aus einem konventionellen Kohlekraftwerk kommt. Dieses Verfahren wird vor allem bei Kraftwerken nachgerüstet, die schon in Betrieb sind. |
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Pre-Combustion-Capture: Kohlevergasung in IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) - Anlagen mit der Abtrennung vor der Verbrennung. |
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Oxyfuel-Verfahren für Dampfkraftweke: die Kohle wird mit reinem Sauerstoff verbrannt, wodurch das Rauchgas fast nur aus CO2 besteht, das dann durch einfache Auskondensation abgeschieden werden kann. |
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Im folgenden werden diese drei Verfahren zur CO2-Abscheidung etwas ausführlicher dargestellt:
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Post-Combustion Capture:
Nach der Verbrennung wird das CO2 mit einer chemischen Rauchgaswäsche gebunden. Pro erzeugter Kilowattstunde (kWh) werden bei einem herkömmlichen Kraftwerk 0,32 kg Steinkohle eingesetzt und 0,88 kg CO2 freigesetzt, von denen etwa 90 % abgetrennt werden können [1].
Leider ist der Abscheidungsprozess so energieintensiv, dass der Wirkungsgrad eines durchschnittlichen Kraftwerks um 15 %-Punkte sinkt, also von 38 % auf 23 %, was einen um 65 % höheren Kohleeinsatz erfordert [2].
Wenn der Ausgangs-Wirkungsgrad steigt, verbessert sich die Bilanz zwar ein wenig, weil die Absenkung um 15 %-Punkte gleich bleibt, ist aber dennoch desaströs: Beim weltweit größten CCS-Pilotprojekt "CASTOR" des dänischen Energiekonzerns Dong Energy Power wurde ein hocheffizientes modernes Kohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 45 % ausgewählt. Durch Post-Combustion-Capture sinkt der Wirkungsgrad um 15 %-Punkte auf 30 %, wodurch 50 % mehr Kohle verbraucht werden [3].
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[Energieagentur NRW] |
Pre-Combustion-Capture:
Dieses Verfahren wird in modernen Kombikraftwerken ( IGCC = Integrated Gasification Combined Cycle) eingesetzt. Die Kohle wird vor der Verbrennung durch Zuführung von Wasserdampf in ein Synthesegas umgewandelt, das in einem kombinierten Gas- und Dampfturbinenprozess (GuD) genutzt wird. Zuvor wird dem Synthesegas das CO2 durch einen Waschprozess entzogen, der weniger energieintensiv ist als bei Post-Combustion. Bei derartigen IGCC-CCS-Kraftwerken sinkt der Wirkungsgrad um etwa 10 %-Punkte, von ca. 50 % auf 40 %
[4], was aber immer noch 25 % mehr Kohleeinsatz erfordert
[5]. Praktische Erfahrungen im Großversuch existieren aber bisher noch nicht. Der Energiekonzern RWE plant, bis Ende 2014 am Standort Goldenbergwerk bei Hürth (9 km von Köln im Rheinisches Braunkohlerevier) eine 450 MW-Anlage mit IGCC-Technik zu errichten [6].
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Oxyfuel-Verfahren:
Statt mit normaler Luft wird die Kohle mit reinem Sauerstoff verbrannt, wodurch nur wenig Stickoxid entsteht. Das Rauchgas besteht dann fast nur aus CO2 und Wasserdampf, der auf vergleichsweise einfache Weise durch Auskondensation entfernt werden kann. -> Detail-Infos [Wikipedia]
Auch bei diesem Verfahren sinkt der Wirkungsgrad des Kraftwerks um ca. 10 %-Punkte, wodurch der Kohleeinsatz zwischen 25 % bis 50 % steigt
[7] . Zur Weiterentwicklung dieses Verfahrens betreibt der Energiekonzern E.on eine Pilotanlage in Ratcliff (Großbritannien). Der Energiekonzern Vattenfall hat am 09.09.08 eine Pilotanlage am Standort Schwarze Pumpe in Betrieb genommen. Bis etwa 2020 soll das Oxyfuel-Verfahren für den Großeinsatz in Kraftwerken zur Verfügung stehen
[8].
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Verflüssigung, Transport und unterirdische Endlagerung:
Nach dem Abscheiden des Kohlendioxids im Kraftwerk wird es durch Abkühlung verflüssigt und dann per Tanklaster, Schiff oder Pipeline zu den Endlagerstätten transportiert. Als Endlager kommen alle unterirdischen Hohlräume infrage, die langfristige Stabilität versprechen, damit das CO2 nicht in die Atmosphäre gelangen kann, z.B. erschöpfte Öl- und Gasfelder und saline Aquifere (poröse Salzwasser führende Gesteinsschichten). Ausgebeutete Kohleflöze in stillgelegten Bergwerken gelten eher als unsicher, weil sie meist viele Risse aufweisen und das eingepresste CO2 dann verstärkt ausgasen würde. Eine Endlagerung unter dem Meeresboden wurde ebenfalls vorgeschlagen, gilt aber bei Kritikern als zu risikoreich
[9].
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