"Carbon Capture and Storage". Perspektiven auf den Klimaschutz in Deutschland und auf internationaler Ebene


Projektarbeit, 2015
55 Seiten

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung

2 Zielstellung und Aufbau der Arbeit

3 Carbon Capture and Storage
3.1 CO2-Abscheidung
3.1.1 Pre-Combustion-Verfahren
3.1.2 Oxyfuel-Verfahren
3.1.3 Post-Combustion-Verfahren
3.1.4 Vergleich der Abscheidungsverfahren
3.2 CO2-Transport
3.3 CO2-Speicherung
3.3.1 Erdgas- und Erdöllagerstätten
3.3.2 Saline Aquifere
3.3.3 Nichtabbaubaren Kohleflöze
3.3.4 Weitere Speichermöglichkeiten
3.4 SWOT-Analyse
3.4.1 Stärken
3.4.2 Schwächen
3.4.3 Chancen
3.4.4 Risiken

4 Ist- Analyse
4.1 Ist-Analyse in Deutschland
4.1.1 Rechtliche und Politische Rahmenbedingungen in Deutschland
4.1.2 Verbreitung der Technologie in Deutschland
4.2 Ist-Analyse auf internationaler Ebene
4.2.1 Globale Verbreitung der Technologie
4.2.2 USA
4.2.3 China

5 Perspektiven
5.1 Perspektiven in Deutschland
5.2 Perspektiven auf internationaler Ebene

6 Zusammenfassung

7 Literaturverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Schematische Darstellung der CO2-Abscheidung beim Pre-Combustion- Verfahren

Abbildung 2: Schematische Darstellung der CO2-Abscheidung beim Oxyfuel-Verfahren

Abbildung 3: Schematische Darstellung der CO2-Abscheidung beim Post-Combustion- Verfahren

Abbildung 4: Vergleich der CO2-Transportmöglichkeiten

Abbildung 5: Vergleich diverser Kraftwerkstypen nach CO2-Emissionen

Abbildung 6: Strommix in Deutschland im Jahr 2010

Abbildung 7: Strommix in Deutschland im Jahr 2014

Abbildung 8: Prognostizierter Strommix in Deutschland im Jahr 2020

Abbildung 9: CO2-Abscheideverfahren bei CCS-Kraftwerksprojekten weltweit

Abbildung 10: CO2-Speicherstätten bei CCS-Kraftwerksprojekten weltweit

Abbildung 11: Verteilung der CCS-Kraftwerksprojekte nach Kontinenten/Ländern

Abbildung 12: US-Strommix nach Primärenergieträgern im Jahr 2013

Abbildung 13: Chinesischer Strommix nach Primärenergieträgern im Jahr 2012

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Vergleich der CO2-Abscheidungsverfahren

Tabelle 2: Übersicht relevanter Verordnungen und Gesetze in Deutschland bezüglich CCS

Tabelle 3: Planungs- und Entwicklungsstand der CCS-Technologie in Deutschland im Jahr

1 Einleitung

Aufgrund weltweit stetig steigender CO2-Emissionen bedroht der Klimawandel unseren Lebensraum. Es wird bis zum Jahr 2050 ein Anstieg der weltweiten Durchschnittstemperatur um circa 2 Grad Celsius prognostiziert [OECD08, S.157]. Mögliche Auswirkungen sind beispielsweise Dürren, Waldbrände und Überschwemmungen. Um dieses Szenario zu vermeiden, müssen eine Vielzahl von Maßnahmen zur Reduktion der CO2-Emissionen ergriffen werden. Ein wichtiger Faktor sind die erneuerbaren Energien, die sich durch keine oder geringe CO2-Emissionen und prinzipiell unerschöpfliche Energieträger auszeichnen. In Deutschland spricht man von der sogenannten Energiewende, die für einen Wandel in der Stromgewinnung steht. Es sollen insbesondere mithilfe von Wind- und Solarkraft und Biomasse die fossilen Energieträger ersetzt werden. Jedoch benötigt der Aufbau ausreichender Kapazitäten an erneuerbaren Energien mehrere Jahrzehnte, wodurch die herkömmlichen Kraftwerke aktuell unentbehrlich sind. Außerdem stellt der inkonstante Output aufgrund von schwankender Sonneneinstrahlung und Windstärke ein erhebliches Problem für einen stabilen Netzbetrieb dar. Infolgedessen sollten herkömmliche und erprobte Technologien, wie Gas- und Kohlekraftwerke, nicht vollständig ausgeblendet werden. Insbesondere ihre verlässliche und kontinuierliche Produktion sind vorteilhaft gegenüber Wind- und Solarkraftanlagen. Bisher sind die auf fossilen Brennstoffen basierenden Kraftwerkstypen durch hohe CO2-Emissionen gekennzeichnet. Um den Betrieb solcher Kraftwerke zukünftig umweltverträglicher zu gestalten, könnte die Technologie Carbon Capture and Storage (CCS) einen wichtigen Faktor darstellen. Das insbesondere bei den Kohlekraftwerken ein erheblicher Handlungsbedarf im Bereich CO2-Reduktion besteht, kann an den CO2-Emisionen im Jahr 2013 in Deutschland abgelesen werden. Es wurden insgesamt 834 Millionen Tonnen CO2 emittiert [UBA14]. Allein die 30 größten Kohlekraftwerke haben 239 Millionen Tonnen CO2 ausgestoßen und bilden somit einen Anteil von knapp 30 Prozent an den gesamten CO2-Emisionen in Deutschland [Öko14, S.2].

2 Zielstellung und Aufbau der Arbeit

Ziel dieser Arbeit ist es, die mögliche Bedeutung der Technologie CCS in Bezug auf den Klimaschutz aufzuzeigen. Zunächst wird das CCS-Verfahren in seinen verschiedenen Ausprägungen vorgestellt. Dabei wird sich auf die Anwendung in Kraftwerken konzentriert, da in diesem Bereich das größte Potential liegt. Die Vor- und Nachteile werden anschließend mithilfe einer SWOT-Analyse untersucht. Im darauffolgenden Abschnitt werden die Ist-Zustände in Deutschland und im weltweiten Maßstab analysiert. Hierbei werden beispielsweise die Verbreitung der Technologie und die rechtlichen und politischen Rahmenbedingungen von Bedeutung sein. Auf Basis dieser Erkenntnisse sollen die Möglichkeiten für die weitere Entwicklung von CCS erörtert werden. Der Fokus der Betrachtung liegt auf der Bedeutung von CCS in Deutschland. Eine detaillierte Auswertung mit weltweitem Bezug wäre zu umfangreich für eine Arbeit dieser Art. Da aber die Technologie weltweit von Bedeutung sein könnte und die Eindämmung des Klimawandels eine globale Aufgabe ist, soll zudem ein weltweiter Überblick gegeben, wobei das Hauptaugenmerk auf den beiden Nationen mit den höchsten CO2- Emissionen in Gestalt von den USA und China liegt.

3 Carbon Capture and Storage

Das Carbon Capture and Storage-Verfahren, kurz CCS, hat das primäre Ziel die CO2-Emissionen von Kraftwerken und anderen Industrieanlagen in die Erdatmosphäre zu reduzieren. Insbesondere bietet sich der Einsatz bei Kohlekraftwerken an, da diese durch sehr hohe CO2- Emissionen gekennzeichnet sind. CCS lässt sich in drei wesentliche Prozessschritte gliedern:

1. CO2-Abscheidung (Carbon Capture)
2. CO2-Transport
3. CO2-Speicherung (Carbon Storage) [Tro12, S.5]

3.1 CO2-Abscheidung

Damit das bei der Verbrennung von fossilen Brennstoffen entstehende CO2 nicht in die Erdatmosphäre gelangen kann, muss es während des Stromerzeugungsprozesses abgeschieden werden. Hierfür gibt es derzeit drei Möglichkeiten zur CO2-Abscheidung in Kraftwerken. Die Unterteilung der Abscheidungsvarianten wird anhand des Zeitpunktes der CO2-Abscheidung unternommen.

3.1.1 Pre-Combustion-Verfahren

Bei dem Pre-Combustion-Verfahren findet die CO2-Abscheidung, wie dem lateinischen Präfix „Pre“ zu entnehmen ist, vor der Verbrennung statt. Die Abbildung 1 stellt einen schematischen Ablauf des Verfahrens dar. Diese CO2-Abscheidungsvariante ist besonders für IGCC-Kraftwerke geeignet. Bei diesen wird dem Brennstoff vor der Verbrennung zu Kohlestaub gemahlen und unter Zuführung von Sauerstoff (O2) in einem Vergaser zu einem Gasgemisch umgewandelt, wie im linken Teil der Abbildung 1 zu sehen ist. In der Kraftwerkstechnik spricht man hierbei von Synthesegas, das sich im Wesentlichen aus Wasserstoff (H2) und Kohlenstoffmonoxid (CO) zusammensetzt. Bisher stand hierbei die Verbesserung der Brennstoffeigenschaften und somit eine Erhöhung des Wirkungsgrades im Vordergrund. Um eine CO2-Abscheidung zu ermöglichen, findet im nächsten Schritt ein sogenannter CO2-Shift statt. Mithilfe der Zugabe von Wasserdampf wird das CO in CO2 umgewandelt. Anhand Abbildung 1 lässt sich erkennen, dass das CO2 anschließend aus dem neuen Gasgemisch mithilfe einer Selexol- oder Rectisol-Wäsche abgeschieden wird. Das verbleibende Gasgemisch, das fast ausschließlich aus Wasserstoff besteht, wird dann der Stromerzeugung zugeführt. [IZK14a] [Eon14] [Tro12, S.5-6]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Schematische Darstellung der CO2-Abscheidung beim Pre-Combustion-Verfahren [IZK14a]

3.1.2 Oxyfuel-Verfahren

Beim Oxyfuel-Verfahren spielt Sauerstoff eine wichtige Rolle, wie am Namensbestandteil „Oxy“ zu erkennen ist. Ähnlich dem Pre-Combustion-Verfahren wird dem Brennstoff reiner Sauerstoff zugeführt. Jedoch geschieht dieser Vorgang nicht im Vorfeld der Verbrennung, sondern im Brennraum, der in Abbildung 2 als Kessel bezeichnet wird. Dadurch entsteht während der Verbrennung weniger Rauchgas. Die anschließende Rauchgasreinigung hat ein Rauchgas zum Ergebnis, das im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken einen hohen CO2-Anteil aufweist. Wasserdampf bildet den restlichen Teil des Rauchgases. Nun wird das CO2 durch Auskondensieren vom Rauchgas abgeschieden. Die in Abbildung 2 dargestellte Rauchgasrückfühung ist notwendig um eine Überhitzung im Brennraum zu vermeiden.

[IZK14b] [Eon14] [Tro12, S.6]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Schematische Darstellung der CO2-Abscheidung beim Oxyfuel-Verfahren [IZK14b]

3.1.3 Post-Combustion-Verfahren

Bei dem Post-Combustion-Verfahren findet die CO2-Abscheidung, wie dem lateinischen Präfix „Post“ zu entnehmen ist, nach der Verbrennung statt. Dadurch ist es in vielen konventionellen Kraftwerken leichter nachrüstbar im Vergleich zu den anderen Verfahren, da hierbei nicht direkt in den komplexen Verbrennungsprozess eingegriffen werden muss. In Abbildung 3 ist das Verfahren schematisch dargestellt. Es ist zu sehen, dass zu Beginn der Brennstoff auf herkömmliche Weise verbrannt wird. Anschließend wird eine Rauchgasreinigung durchgeführt, wobei zunächst Schwefel und Stickoxide absorbiert werden. Im darauffolgenden Schritt wird das CO2 abgeschieden. Derzeit gibt es zwei Varianten. [Eon14] [Tro12, S.6-7]

Die am besten entwickelte, ist die Abscheidung mithilfe einer Aminwäsche. Hierbei findet eine reversible Reaktion zwischen dem CO2 und einem Ethanolamin-Derivat statt, wodurch das CO2 aus dem Rauchgas absorbiert wird. Anschließend können das Ethanolamin-Derivat und das CO2 wieder desorbiert werden. Somit liegt dann reines CO2 vor und das Ethanolamin-Derivat kann wiederverwendet werden. [KUN97, S.60ff]

Ein weiteres interessantes Absorptionsmittel stellt Ammoniak dar. Es zeichnet durch einen geringen Energiebedarf beim Ab- und Desorptionsprozess aus und ist außerdem kostengünstig herzustellen. [KH12, S.20]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Schematische Darstellung der CO2-Abscheidung beim Post-Combustion-Verfahren [IZK14c]

3.1.4 Vergleich der Abscheidungsverfahren

Tabelle 1: Vergleich der CO2-Abscheidungsverfahren [KH12, S.18-27] [EON14] [Notz10, S.13-15]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Zu den Angaben in Tabelle 1 ist anzumerken, dass sich die Größen CO2-Abscheiderate, Wirkungsgradverlustes und Reinheitsgrad des abgeschiedenen CO2 erheblich gegenseitig beeinflussen. Um eine höhere CO2-Abscheiderate zu realisieren, muss mehr Energie für reineren Sauerstoff oder intensivere Rauchgaswäschen aufgewendet werden. Dadurch sinkt der Nettowirkungsgrad eines Kraftwerkes. Analog geschieht dies bei einer Erhöhung des Reinheitsgrades des abgeschiedenen CO2. Ein Dilemma der Verfahren besteht darin, dass bei einer Erhöhung der Abscheidungsrate der Nettowirkungsgrad sinkt und somit mehr Brennstoff verwendet werden muss, um denselben Betrag an elektrischer Energie zur Verfügung stellen zu können. Bei jedem Verfahren gibt es spezifische Wechselwirkungen zwischen den oben beschriebenen Größen. Eine große Herausforderung für die Ingenieure stellt die richtige Balance dieser Größen dar, um eine möglichst umweltschonende und effiziente Stromerzeugung zu ermöglichen.

Bei den in Tabelle 1 verglichenen Abscheidungsverfahren kristallisieren sich klare Unterschiede heraus. Das Pre-Combustion-Verfahren überzeugt mit einer hohen CO2-Abscheidungsrate und einem vergleichsweise geringen Nettowirkungsgradverlust. Negativ ist jedoch die hohe Komplexität und sehr hohen Investitionen bei den erforderlichen IGCC-Kraftwerken. Zudem lässt sich diese Technologie nur bei IGCC-Kraftwerke anwenden. Da es beispielsweise in Deutschland kein Kraftwerk dieser Art gibt, ist eine Nachrüstung des bestehenden Kraftwerkparks bei diesem Verfahren nicht möglich. Demzufolge ist dieses Verfahren ausschließlich für Neubauten von Bedeutung. Unter dem Aspekt der Nachrüstbarkeit ist das Post-Combustion-Verfahren höchst interessant, da es mit vergleichsweise geringen Investitionen im bestehenden Kraftwerkspark nachgerüstet werden kann. Hierfür hat der TÜV Nord die Zertifizierung „Carbon Capture Ready“ eingeführt, die einem Kraftwerk die Nachrüstbarkeit einer nachgelagerten CO2-Abscheidung bescheinigt [TÜV10]. Auf der anderen Seite sind die Effizienzverluste größer und die CO2- Abscheidungsrate geringer als beim Pre-Combustion-Verfahren. Das Oxyfuel-Verfahren lässt sich nur mit sehr hohem Aufwand nachrüsten. Es weist ähnliche Effizienzverluste wie das Pre- Combustion-Verfahren auf. Jedoch gibt es im Bereich der CO2-Abscheidungsrate Defizite gegenüber diesem. Vorteile sind eine geringe Komplexität und eine aufgrund des geringeren Einsatzes von Chemikalien bessere Umweltverträglichkeit. [KH12, S.18-27] [EON14] [Notz10, S.13-15]

3.2 CO2-Transport

Der Transportaufwand muss minimiert werden, da dieser den Nettowirkungsgrad des Kraftwerks weiter reduziert. Deshalb ist bei der Planung darauf zu achten, dass die Distanz zwischen dem Ort der CO2-Abscheidung und dem Ort der CO2-Speicherung möglichst gering ist. [Tro12, S.8]

Beim Transport von CO2 kann zwischen denselben Alternativen wie bei anderen industriell genutzten Gasen, zum Beispiel Erdgas, gewählt werden. Als am wirtschaftlichsten hat sich hier der Transport über eine Pipeline bewährt. Im Falle einer langfristigen und großtechnischen Anwendung von CCS ist zum heutigen Stand der Technik ein CO2-Pipelinesystem unerlässlich.

Vorteilhaft ist, dass das CO2 kontinuierlich abgeschieden wird und dadurch eine gleichmäßige Pipelineauslastung möglich ist. Zunächst erfordert ein Pipelinesystem hohe Anfangsinvestitionen, amortisiert sich jedoch bei entsprechender Auslastung aufgrund vergleichsweise geringer Betriebskosten im Laufe der Betriebszeit. Die Amortisationsdauer lässt sich aus heutiger Sicht schwer einschätzen, da es bisher nur wenige Erfahrungswerte gibt. Gefahren bergen eventuelle Leckagen an den Pipelines. Dabei können erhebliche Mengen des aufwendig abgeschiedenen CO2 in die Erdatmosphäre entweichen. Als Folge sind nicht nur die langfristige Erhöhung der CO2- Konzentration in der Erdatmosphäre, sondern zudem direkte Umweltauswirkungen im Gebiet der Pipeline. Da CO2 schwerer als Luft ist, kann es Ansammlungen in Geländesenken geben. An diesen Stellen droht eine tödliche CO2-Vergiftung von Menschen und Tieren. Außerdem kann das CO2 eine Versauerung des Trinkwassers bewirken. [IZK15] [Grü08, S.32]

Weitere Möglichkeiten sind der CO2-Transport mittels LKW, Zug oder Schiff. Diese sind insbesondere für die Erprobung von CCS in Pilotkraftwerken sehr sinnvoll, da insbesondere beim Transport durch LKWs lediglich geringe Anfangsinvestitionen nötig sind. Dadurch verringert sich das Risiko und erhöht die Bereitschaft die Technologie CCS zu testen. Im größeren Maßstab sind diese Transportvarianten wesentlich unwirtschaftlicher und unökologischer als der Pipelinetransport. Der Aufwand erhöht sich anders als bei Pipelines proportional zur Transportmenge. In Abbildung 4 ist visualisiert, welche Transportintensitäten sich für die einzelnen Varianten ergeben, um fünf Millionen Tonnen CO2 pro Jahr zu transportieren. Das größte deutsche Kohlekraftwerk hat im Jahr 2013 über 30 Millionen Tonnen CO2 emittiert [SPON15]. Demnach wären in diesem Fall mehr als 1,5 Millionen LKW-Ladungen und für die 30 größten deutschen Kohlekraftwerke (siehe Abschnitt 1) knapp zwölf Millionen LKW-Ladungen notwendig. Dies würde eine enorme zusätzliche Belastung der Infrastruktur bedeuten und erheblich Mehrinvestitionen bedeuten. [IZK15]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Vergleich der CO2-Transportmöglichkeiten [IZK15]

Abschließend muss darauf hingewiesen werden, dass bei allen Transportvarianten auf den korrosiven Einfluss von CO2 geachtet werden muss. Dieser Umstand erhöht die Kosten für den CO2-Transport, da hochwertige und somit kostenintensive Werkstoffe für die Pipelines und Transportbehälter verwendet werden müssen. Detaillierte Informationen zu diesem Thema finden sich in der 2013 erschienen Dissertation „Korrosiver Einfluss von Begleitstoffen im abgetrennten CO2 aus Kraftwerksprozessen auf Pipeline- und Verdichterwerkstoffe“ von Benedikt Paschke.

3.3 CO2-Speicherung

Da beim großtechnischen Einsatz von CCS enorme Mengen an CO2 abgeschieden und gespeichert werden müssten, ist eine Speicherung in Tanks nicht wirtschaftlich. Aus diesem Grund sind unterirdische Gesteinsformationen im Fokus, da sie über die benötigten Kapazitäten verfügen. Entscheidende Eigenschaften einer CO2-Lagerstätte sind die langzeitige und umweltverträgliche Speicherung von CO2. [IZK14]

3.3.1 Erdgas- und Erdöllagerstätten

Derzeit werden drei Lagerstättentypen von den Experten favorisiert. Zum einen kommen ausgeförderte und teilausgeförderte Erdgas- und Erdöllagerstätten in Betracht. Diese haben über Jahrmillionen ihre Dichtheit bewiesen. Außerdem sind die Gesteinsformationen aufgrund der intensiven Exploration und langjährigen Förderung die Gesteinsformationen sehr gut erkundet. Dadurch lässt sich mit geringem Aufwand beurteilen, welche Speicherstätten für eine CO2-Speicherung in Betracht kommen. Zudem könnte die vorhandene Infrastruktur zur Extraktion des Erdöls bzw. Erdgases zumindest teilweise für die Einlagerung des CO2 verwendet werden. Es gibt bereits heute einige teilausgeförderte Lagerstätten bei denen CO2 injiziert wird. Hierbei soll aber nicht primär das CO2 gespeichert werden, sondern mithilfe der Druckerhöhung eine höhere Ausbeutung der Lagerstätte erzielt werden. Diese Form wird auch Carbon Capture and Usage (CCU) genannt. Diese Lagerstätten sind nach Abschluss der Förderung besonders interessant für eine CO2-Speicherung, da diese häufig an eine CO2-Pipeline angebunden sind. Potentielle Gefahren sind die Veränderung der Gesteinsformation durch die langjährige Förderung, die Korrosionsgefahr durch den Sauerstoffanteil im CO2 und die Vielzahl von Bohrlöchern. Damit kein CO2 in die Atmosphäre entweichen kann, müssen alle Bohrlöcher mit einem Spezial-Zement abgedichtet werden. [Grü08, S.35] [Tro12, S.8]

3.3.2 Saline Aquifere

Eine andere geeignete Speicherart sind saline Aquifere. Es handelt sich dabei um tiefliegende poröse Sandsteinsedimente, die mit einer salzhaltigen Lösung - Sole genannt - gesättigt sind. Das CO2 der Kraftwerke wird verdichtet und über Bohrlöcher in die entsprechenden Gesteins- schichten gepresst. Dabei löst sich ein großer Teil des CO2 in der Sole, wodurch die Gefahr der Entweichung gering ist. Jede potentielle Speicherstätte dieser Art ist verschieden und muss einzeln begutachtet werden. Wichtige Kriterien sind die CO2-Aufnahmefähigkeit des salinen Aquifers und der Aufbau der umliegenden Gesteinsschichten. Von hoher Wichtigkeit ist zudem eine geschlossene Deckschicht ohne Kluftflächen oder Bruchzonen über die CO2 entweichen könnte. Ein Nachteil gegenüber den Erdgas- und Erdöllagerstätten sind die geringen Kenntnisse über die geologischen und geochemischen Eigenschaften der einzelnen Speicherstätten. Demnach erhöhen sich die Kosten für die CO2-Speicherung aufgrund aufwendiger Untersuchungen. Als mögliche Gefahr wird angesehen, dass die teilweise verdrängte Sole ins Grundwasser gelangt und dieses dadurch verunreinigt. [EANRW14] [Grü08, S.36] [Eon14]

3.3.3 Nichtabbaubaren Kohleflöze

Die nichtabbaubaren Kohleflöze sind aufgrund ihrer Porenstruktur den salinen Aquiferen sehr ähnlich. Zwei wesentliche Vorteile haben diese Speicherstätten. Erstens durch die CO2-Injektion verdrängtes und aufsteigendes Methan könnte industriell genutzt werden. Dadurch könnte die Wirtschaftlichkeit dieser Methode verbessert werden. Zweitens liegen Kohlekraftwerke meistens in der Nähe von Kohleflözen, wodurch mit einer hohen Wahrscheinlichkeit kurze Transportwege realisiert werden können. Auf der anderen Seite gibt es gewichtige Nachteile. Zum einen liegen die nichtabbaubaren Kohleflöze sehr tief, was sich sehr kostentreibend auswirkt. Außerdem ist das Verhalten von Kohle beim Kontakt mit CO2 problematisch. Es hat dabei die Eigenschaft aufzuquellen, wodurch es erheblich schwieriger wird CO2 zu injizieren und somit die Kapazität eingeschränkt wird. [Grü08, S.37] [Tro12, S.8-9]

3.3.4 Weitere Speichermöglichkeiten

Weitere Möglichkeiten CO2 zu speichern, die aufgrund hoher Umweltrisiken von den Experten als unattraktiv angesehen werden, sind:

Speicherung in der Wassersäule von Ozeanen Künstliche Mineralisierung Speicherung in stillgelegten Kohlebergwerken und Salzstöcken [Grü08, S.38] Da ein großtechnischer Einsatz dieser Speichermöglichkeiten aus heutiger Sicht sehr unwahrscheinlich ist, sollen diese nicht detaillierter erläutert werden und weiterhin nicht von Bedeutung dieser Arbeit sein.

3.4 SWOT-Analyse

Der Abkürzung SWOT setzt sich aus den vier englischen Wörtern strengths, weakness, opportunities und threats zusammen. Demnach werden die Stärken, Schwächen, Chancen und Risiken einer Aktivität, in diesem Falle einer Technologie, untersucht. Die SWOT-Analyse soll zusammenfassend die Vor- und Nachteile verdeutlichen. Damit eine gute Übersichtlichkeit gewährleistet ist, wird die Beschreibung in Stichpunkten erfolgen.

3.4.1 Stärken

mindestens 90-prozentige Reduktion der CO2-Emissionen in die Erdatmosphäre von Kraftwerken mit fossilen Brennstoffen basierend auf erprobten Technologien Nachrüstbarkeit des bestehenden Kraftwerkparks (Post-Combustion-Verfahren) teilweise Nutzung vorhandener Infrastruktur (Pipelinesystem, ausförderte Erdgas- und Erdöllagerstätten)

3.4.2 Schwächen

Verlagerung der CO2-Emissionen von der Erdatmosphäre unter die Erde erhebliche Verringerung des Nettowirkungsgrades der Kraftwerke höherer Brennstoffbedarf und folglich mehr CO2 hohe Anfangsinvestitionen in Kraftwerke, Transportsysteme und Speicherstätten Speicherstätten: hohe Anforderungen an Dichtigkeit hohes Speichervolumen erforderlich Unsicherheiten über langfristige Speicherfähigkeit

3.4.3 Chancen

Sicherung einer stabilen Elektrizitätsversorgung durch umweltverträglichere fossile Kraftwerke Verbesserungspotential der jungen Technologie CCS Erhöhung CO2-Abscheidungsrate und CO2-Reinheit Senkung Nettowirkungsgradverlust der Kraftwerke Übertragbarkeit der Technologie auf nichtfossile Kraftwerkstypen und andere Industrieanlagen Biomassekraftwerke Erdgasverarbeitung chemische Industrie

[...]

Ende der Leseprobe aus 55 Seiten

Details

Titel
"Carbon Capture and Storage". Perspektiven auf den Klimaschutz in Deutschland und auf internationaler Ebene
Hochschule
Hochschule für Technik, Wirtschaft und Kultur Leipzig
Autor
Jahr
2015
Seiten
55
Katalognummer
V298534
ISBN (eBook)
9783656949077
ISBN (Buch)
9783656949084
Dateigröße
1767 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
carbon, capture, storage, perspektiven, klimaschutz, deutschland, ebene
Arbeit zitieren
Martin Hirschfeld (Autor), 2015, "Carbon Capture and Storage". Perspektiven auf den Klimaschutz in Deutschland und auf internationaler Ebene, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/298534

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