Fachleute aus dem In- und Ausland diskutieren, wie sich die Kohlendioxid-Speicherung auf die marine Umwelt auswirkt Das Programm des Workshops steht als Download bereit unter: Die technische Abscheidung und Speicherung von CO 2 (Carbon Capture and Sequestration, kurz CCS ) ist noch in der Erprobungsphase. Bei den zu erwartenden Größenordnungen des zu speichernden CO 2 sind nationale Regelungen erforderlich, die dafür sorgen, dass vor einer Erteilung von Zulassungen für Speicherprojekte potentielle Umweltwirkungen umfassend geprüft werden. Internationale Meeresschutzübereinkommen stellten in dieser Richtung bereits Weichen. Zudem soll die Integration des CCS in den Emissionshandel dafür sorgen, dass nur dort eingespeichert wird, wo es sicher ist, dass das einmal gespeicherte CO 2 langfristig im Meeresuntergrund bleibt. Für effektiven Klimaschutz hat das UBA eine Anforderung definiert, die ein maximales jährliches Entweichen von 0,01 Prozent CO 2 zulässt. Dieses bedeutet, dass nach 1000 Jahren noch 90 Prozent des eingelagerten CO 2 in den Kavernen vorhanden wären. Auch bleibt die Frage zu klären: Wie viel austretendes CO 2 wäre für die Meeresökosysteme noch akzeptabel? Denn: Sollte das Klimagas aus den Speichern austreten und in das darüber liegende Meerwasser gelangen, führte dies zur Versauerung des Meerwassers und könnte am Meeresboden lebende, kalkbildende Lebewesen - wie Korallen oder Seeigel - schädigen. Bislang ist die tatsächliche Empfindlichkeit der Meereslebewesen gegenüber einer Versauerung ihres Lebensmilieus nur sehr wenig erforscht. Aus diesem Grund schlagen das UBA und die Verfasser der Studie eine Leckagerate unter 0,01 Prozent vor. Das UBA hält die CCS-Technik lediglich für eine Übergangslösung bis andere Klimaschutzmaßnahmen, wie vor allem der Einsatz erneuerbarer Energien und die Steigerung der Energieeffizienz, hinreichend entwickelt sind.
Neues UBA-Papier: CCS-Technik bei Abfallverbrennung erproben - Moore, Wälder und andere natürliche Senken haben Vorrang Das Umweltbundesamt (UBA) rät in einem neuen Positions-Papier dazu, das Abscheiden und Speichern von CO2 (kurz CCS, für Englisch „Carbon Capture and Storage“) in der Abfallwirtschaft zu erproben. UBA-Präsident Dirk Messner sagte: „Wir brauchen CCS vor allem im globalen Maßstab. CCS ist aber kein Allheilmittel für den Klimaschutz. Wenn wir es nicht schaffen, von den fossilen Energieträgern wegzukommen, wird uns CCS nichts nützen. Wir haben in Deutschland viel zu wenig Speicher, um das Kohlendioxid sicher für Mensch und Klima zu speichern. Nur bei wirklich unvermeidbaren CO2-Emissionen sollten wir CCS nutzen.“ Das UBA schlägt daher vor, die Technik zunächst in Müllverbrennungsanlagen zu testen, in denen aus nicht recycelbarem Abfall Wärme und Strom erzeugt wird, aber auch CO2 anfällt. So könnten erste Erfahrungen mit der Technik gesammelt und Umweltrisiken beurteilt werden. Für die Abscheidung von CO 2 (Carbon Capture) gibt es verschiedene Techniken. Einmal abgeschieden, wird das CO 2 unter Druck verflüssigt und unterirdisch eingelagert (Storage). Eine Speicherung ist unter anderem in leeren Gas- oder Erdöllagerstätten, in salzwasserführenden Gesteinsschichten oder im Meeresuntergrund möglich. Sowohl Transport als auch Lagerung müssen dauerhaft sicher und dicht sein, um ein Entweichen des für Mensch und Umwelt in hohen Konzentrationen schädlichen CO 2 zu verhindern. Wird CO 2 etwa in den Meeresuntergrund verpresst, muss die marine Umwelt vor Versauerung geschützt werden. Diesen Nachweis muss die Technik noch erbringen. Bei allen ungeklärten Fragen hält es das UBA für wichtig, die CCS -Technik zu erproben. Für einen Testbetrieb schlägt das UBA Müllverbrennungsanlagen vor. Das dort freigesetzte CO 2 entsteht am Ende einer langen Wertschöpfungskette und könnte dann abgeschieden und gespeichert werden. Dieses so genannte Waste-CCS (WACCS) hat für die Umwelt zudem den Vorteil, dass für den dort verbrannten Müll kaum zusätzliche fossile Energieträger zum Einsatz kommen und die Abwärme genutzt wird. Dem Einsatz von CCS-Anlagen in anderen Industriezweigen wie der Zementindustrie oder gar in der Energiewirtschaft steht das UBA kritisch gegenüber. In der Energiewirtschaft würde der Einsatz von CCS fossile Techniken verfestigen und den Ausbau der erneuerbaren Energien behindern. Auch in anderen Branchen würde CCS klimafreundlichere Alternativen erschweren – etwa mehr Holzbau, alternative Bindemittel oder Baustoffe. Um keine negativen Effekte bei der Transformation der Energiewirtschaft, der Industrie und der Bauwirtschaft hervorzurufen, sollte die Technik dort nicht priorisiert werden. Die EU hat sich verpflichtet, bis zum Jahr 2050 treibhausgasneutral zu werden. Deutschland will das Ziel schon 2045 erreichen. Da jedoch selbst bei ambitionierter Klimapolitik unvermeidbare fossile Restemissionen von 40 bis 60 Millionen Tonnen CO 2 pro Jahr bleiben, sind natürliche CO 2 -Speicher wie Wälder, Moore, aber auch die verstärkte Holznutzung als Baustoff wichtig, um diese Emissionen aufzunehmen. „Der Ausbau und der Schutz von Mooren, Wäldern und anderen natürlichen Senken sollte unsere erste Priorität sein. CCS und andere technische Senken könnten die natürlichen Senken dann ergänzen“, so Messner. Für CCS bei der Abfallverbrennung hält das UBA eine Kompensation von bis zu 20 Millionen Tonnen CO 2 pro Jahr für möglich.
Unter Carbon Capture and Utilization, kurz CCU, verstehen wir Abscheidung, Transport und anschließende Nutzung von Kohlenstoff. In Klimaschutzdebatten werden CCU–Maßnahmen als schnelle Lösung für eine treibhausgasneutrale Industrie angeführt. Sie werden als vielversprechend erachtet, da sich durch die Substitution fossiler Produkte ein geringerer Ausstoß von Emissionen zu ergeben scheint. Jedoch muss die Klimawirkung des gesamten CCU-Prozesses betrachtet werden. Welche Rolle kann CCU wirklich bei der Transformation und in einem zukünftigen defossilen Wirtschaftssystem spielen? Die vorliegende UBA -Studie systematisiert und bewertet dies nach Aspekten des Klimaschutzes sowie der Rohstoffversorgung. Veröffentlicht in Hintergrundpapier.
Aufbereitung von Erdgas in Deutschland: Die der Förderung nachfolgende Gasaufbereitung (Entschwefelung, Trocknung, CnHm-Abscheidung) erfordert überwiegend Prozeßwärme in der Größenordnung von 0,5 % des Energiegehalts des Gasinputs. Die Nutzung des Gases ist bei "trockenen" Feldern (d.h. ohne Öl- oder Wasseranteile) nur die Abscheidung der schweren Kohlenwasserstoffe sowie des Schwefels (H2S, COS usw.) notwendig, bei "nassem" Gas dagegen auch eine Trocknung. Amerikanische Quellen geben als Richtzahlen Werte für den Prozeßenergiebedarf der einzelnen Stufen für die H2S-Entfernung 2,0%, für die Dehydration 1% und für die CnHm-Absorption 0,7% an, jeweils bezogen auf den Heizwert des Gases (vgl. #2). Diese Werte schwanken stark mit der Gaszusammensetzung um etwa den Faktor 2. Bei einem Modellmix von 50 % trockenem und 50 % nassem Gas sowie einer ebenfalls hälftigen Aufteilung für zu entschwefelndes Sauergas und nicht zu entschwefelndes Süßgas (in Anlehnung an #1) ergibt sich als typischer Wert 0,5 % des Gasinputs als Brennstoff für Prozeßwärmebereitstellung. Zur CnHm-Absorption wird eine fortschrittliche Technik unterstellt, die einen Strombedarf von rd. 0,5 %, bezogen auf den Gasheizwert, erfordert. Als direkte Emissionen werden die Methanverluste berachtet, die durch diffuse Leckagen entstehen. Als Größenordnung wird in Anlehnung an #1 eine Leckagerate von 0,075 % angenommen, dies ist knapp die Hälfte der Angaben in #3. Da bei der Aufbereitung Wasser abgeschieden wird, ist kein Wasserbedarf anzusetzen. Informationen zu Abwasserinhaltsstoffen sowie festen Reststoffen fehlen bislang. In #3 werden Hinweise auf Quecksilber-Emissionen (Hg) gegeben. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-fossil-Gase Flächeninanspruchnahme: 100000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
Aufbereitung von Erdgas in Deutschland: Die der Förderung nachfolgende Gasaufbereitung (Entschwefelung, Trocknung, CnHm-Abscheidung) erfordert überwiegend Prozeßwärme in der Größenordnung von 0,5 % des Energiegehalts des Gasinputs. Die Nutzung des Gases ist bei "trockenen" Feldern (d.h. ohne Öl- oder Wasseranteile) nur die Abscheidung der schweren Kohlenwasserstoffe sowie des Schwefels (H2S, COS usw.) notwendig, bei "nassem" Gas dagegen auch eine Trocknung. Amerikanische Quellen geben als Richtzahlen Werte für den Prozeßenergiebedarf der einzelnen Stufen für die H2S-Entfernung 2,0%, für die Dehydration 1% und für die CnHm-Absorption 0,7% an, jeweils bezogen auf den Heizwert des Gases (vgl. #2). Diese Werte schwanken stark mit der Gaszusammensetzung um etwa den Faktor 2. Bei einem Modellmix von 50 % trockenem und 50 % nassem Gas sowie einer ebenfalls hälftigen Aufteilung für zu entschwefelndes Sauergas und nicht zu entschwefelndes Süßgas (in Anlehnung an #1) ergibt sich als typischer Wert 0,5 % des Gasinputs als Brennstoff für Prozeßwärmebereitstellung. Zur CnHm-Absorption wird eine fortschrittliche Technik unterstellt, die einen Strombedarf von rd. 0,5 %, bezogen auf den Gasheizwert, erfordert. Als direkte Emissionen werden die Methanverluste berachtet, die durch diffuse Leckagen entstehen. Als Größenordnung wird in Anlehnung an #1 eine Leckagerate von 0,075 % angenommen, dies ist knapp die Hälfte der Angaben in #3. Da bei der Aufbereitung Wasser abgeschieden wird, ist kein Wasserbedarf anzusetzen. Informationen zu Abwasserinhaltsstoffen sowie festen Reststoffen fehlen bislang. In #3 werden Hinweise auf Quecksilber-Emissionen (Hg) gegeben. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-fossil-Gase Flächeninanspruchnahme: 100000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
Die Angabe zum Strombedarf dieses Prozesses zur Abscheidung der Bunztmetalle umfaßt auch die Aufwendungen zur Raffinierung und Trennung der PGM. Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Metalle - Edel gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 20a Leistung: 1t/h Nutzungsgrad: 0,00583% Produkt: Metalle - Edel
Unter Carbon Capture and Utilization, kurz CCU, verstehen wir Abscheidung, Transport und anschließende Nutzung von Kohlenstoff. In Klimaschutzdebatten werden CCU-Maßnahmen als schnelle Lösung für eine treibhausgasneutrale Industrie angeführt. Sie werden als vielversprechend erachtet, da sich durch die Substitution fossiler Produkte ein geringerer Ausstoß von Emissionen zu ergeben scheint. Jedoch muss die Klimewirkung des gesamten CCU-Prozesses betrachtet werden. Welche Rolle kann CCU wirklich bei der Transformation und in einem zukünftigen defossilen Wirtschaftssystem spielen? Die vorliegende UBA-Studie systematisiert und bewertet dies nach Aspekten des Klimaschutzes sowie der Rohstoffversorgung. Quelle: www.umweltbundesamt.de
Unter Carbon Capture and Utilization, kurz CCU, verstehen wir Abscheidung, Transport und anschließende Nutzung von Kohlenstoff. In Klimaschutzdebatten werden CCU-Maßnahmen als schnelle Lösung für eine treibhausgasneutrale Industrie angeführt. Sie werden als vielversprechend erachtet, da sich durch die Substitution fossiler Produkte ein geringerer Ausstoß von Emissionen zu ergeben scheint. Jedoch muss die Klimewirkung des gesamten CCU-Prozesses betrachtet werden. Welche Rolle kann CCU wirklich bei der Transformation und in einem zukünftigen defossilen Wirtschaftssystem spielen? Die vorliegende UBA-Studie systematisiert und bewertet dies nach Aspekten des Klimaschutzes sowie der Rohstoffversorgung. Quelle: www.umweltbundesamt.de
Das Projekt "Phase II A" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Universität-Gesamthochschule Essen, Fachbereich 13 Energie-, Verfahrens- und Elektrotechnik, Institut für Umweltverfahrenstechnik durchgeführt. Im Rahmen des Verbundprojektes soll ein kombinierter Gas-/Dampfturbinenprozess mit druckaufgeladener Kohlenstaubfeuerung entwickelt und erprobt werden. Dazu wurde die Entwicklung eines geeigneten Kohleumwandlungs- und Gasreinigungssystems in Angriff genommen. Nach positiver Klaerung der dabei auftretenden grundsaetzlichen Fragen soll im Rahmen der Phase II des Verbundprojektes eine Pilotanlage fuer etwa 1MegaW geplant werden. Voraussetzung und Kernstueck ist hierbei die Auslegung und Optimierung von geeigneten Apparaten zur Abscheidung von fluessiger Asche und gasfoermigen Alkalien, wobei die jeweilige zu erreichende Abscheidung von der Belastbarkeit der nachgeschalteten Gasturbine abhaengt. Ziele des Vorhabens sind daher: - Die entwickelten Fluessigasche- und Alkaliabscheider im Dauerbetrieb zu erproben, - die Belastbarkeit untersch. Turbinenschaufeln zu erfassen, - noch offene material- und verfahrenstechnische Fragen zubeantworten.
Das Projekt "Phase III" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Babcock Kraftwerkstechnik durchgeführt. In der Gasreinigungsstufe eines Kombikraftwerkes auf Basis Druckfeuerung soll das aus der Brennkammer kommende Heissgas soweit gereinigt werden, dass es zum Antrieb einer Gasturbine eingesetzt werden kann. Fuer die Schlackenabscheidung wurde der Schuettschichtabscheider als optimale Loesung gefunden. Fuer die Alkaliabscheidung wird u.a. mit speziellen Gettermaterialien als Absorben gearbeitet. Bei der weiteren theoretischen und experimentellen Entwicklungsarbeit an dem Schuettschichtabscheider soll neben der Optimierung der Abscheidewirkung eine Scale-up Methode ausgearbeitet werden. Bei der Alkaliabscheidung wird zum einen der Mechanismus der primaeren Abscheidung an der Fluessigasche im FA-Abscheider untersucht, desweiteren soll ein Gettermaterial mit optimalen Eigenschaften identifiziert werden. Um die Gesamtabscheidung von Schlacke und Alkalien zu optimieren, sollen auch Methoden zur Minimierung des Schlacke- und Alkaliaustrages aus der Brennkammer untersucht werden.
| Origin | Count |
|---|---|
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| Förderprogramm | 1443 |
| Text | 26 |
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| Deutsch | 1482 |
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| Boden | 937 |
| Lebewesen & Lebensräume | 918 |
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