CO2-Pipeline – ein entscheidendes Bindeglied von CCUS, aber sind wir schon bereit für einen sicheren Betrieb?

Zurück in die Zukunft?

Die Entstehung der Technologien zur Kohlenstoffabscheidung geht auf die 1920er Jahre zurück und entstand in erster Linie aus der Notwendigkeit, CO₂ aus Erdgas abzutrennen. In den 1970er Jahren war diese Technologie so weit fortgeschritten, dass CO₂ für die Enhanced Oil Recovery (EOR) abgeschieden und genutzt werden konnte. 1977 entstand die Idee, CO₂ gezielt abzuscheiden, um den Klimawandel zu bekämpfen, aber erst 2005 erkannten die Regierungen offiziell die Notwendigkeit des Einsatzes von CO₂-Abscheidung und -Speicherung (CCS) im industriellen Maßstab an. Vor längerer Zeit, als ich zugeben möchte, erinnere ich mich an kühne Aussagen einiger prominenter globaler Leader: „Alle bestehenden Kohlekraftwerke sollten mit CCS nachgerüstet werden, und alle zukünftigen Kohlekraftwerke sollten mit CCS gebaut werden.“ Zwischen 2005 und 2015 florierten CCS-Projekte, und die Forschung zum sicheren Transport von CO₂ durch Pipeline nahm einen Aufschwung. Doch wir alle wissen natürlich, was damals geschah, und CCS wurde zu einer Geschichte unerfüllter Versprechen.

Heute hat sich CCUS als eine praktische Lösung zur Reduzierung der industriellen Treibhausgasemissionen aus schwer zu reduzierenden Sektoren herauskristallisiert. Wissenschaftliche und politische Fortschritte auf der ganzen Welt haben die Entwicklung regionaler Zentren mit geeigneten geologischen Untergrundspeichern beschleunigt und das Interesse an CCUS und der entscheidenden Rolle von CO₂-Pipelines für den Transport von abgeschiedenem Kohlenstoff über große Entfernungen neu entfacht. Allerdings bestehen alte Herausforderungen weiterhin, und „neue” Herausforderungen sind aufgetaucht. Da die Energiebranche einer stärkeren öffentlichen Kontrolle unterliegt, sind das Streben nach „Zero Incidents“ und sichere Integritätsmanagementpraktiken für ihre Nachhaltigkeit noch wichtiger geworden. Die anhaltende öffentliche Reaktion und Debatte gegen die Pläne zum Ausbau des CO₂-Pipeline-Netzes in den USA nach einem Vorfall in Mississippi im Februar 2020 unterstreicht dies.

Herausforderungen – Ein langer Weg zur Sicherheit

Derzeit umfasst das CO₂-Pipeline-Netz über 7.000 Kilometer, wobei der überwiegende Teil davon in den Vereinigten Staaten (USA) von Betreibern betrieben wird. Diese Pipelines haben Durchmesser von klein (4 bis 8 Zoll) bis groß (24 bis 30 Zoll) und sind seit 30 bis 50 Jahren in Betrieb, wobei viele regelmäßig einer internen Inspektion unterzogen wurden. Laut US-Statistiken sind die Betriebserfahrungen im Allgemeinen positiv, mit nur sehr wenigen Zwischenfällen. Angesichts dessen ist es nur natürlich, dass Fragen hinsichtlich der Turbulenzen und Unsicherheiten aufkommen, die den sicheren Betrieb dichter CO₂-Pipelines in Zukunft umgeben. Ein wichtiger Aspekt der bestehenden CO₂-Pipelines in den USA ist, dass sie CO₂ transportieren, das bei der Erdgas-, Ammoniak- und Ethanolproduktion abgeschieden wurde. Mit der Umstellung auf die Abscheidung von CO₂ aus industriellen Quellen, die eine größere Vielfalt an Verunreinigungen enthalten, ergeben sich jedoch „neue” Herausforderungen. Der Kern der CO₂-Pipeline-Projekte der nächsten Generation wird auf den Transport von künstlichem CO₂ abzielen, das ein breiteres Spektrum an Verunreinigungen (z. B. SO_X, NO_X, H₂S, O₂, H₂, CO) enthält. Diese können erhebliche Auswirkungen auf die Entstehung von innerer Korrosion, Rissen und duktilen Brüchen in Pipelines haben und darauf, wie diese während der Planungs- und Betriebsphase sicher gehandhabt werden können.

Korrosion und Säureausfällung: Das Management der inneren Korrosion in Pipeline, die anthropogenes CO₂ transportieren, ist ein wichtiges Thema. Ein wichtiger Aspekt ist die Möglichkeit der Bildung und des Ausfällens starker Säuren wie Schwefel- und Salpetersäure aufgrund des Vorhandenseins von SO_X und NO_X. Es wurden zahlreiche Forschungsarbeiten durchgeführt, um sichere und praktische Spezifikationen (Zusammensetzungsgrenzen) zur Lösung dieses Problems festzulegen. Es bestehen jedoch weiterhin Lücken, und die Ergebnisse sind durch experimentelle Herausforderungen, Artefakte und Testbedingungen begrenzt. Bei CO₂-Anwendungen sind aufgrund der Komplexität der Korrosionsprofile („Pits-in-Pits“) und der Aggressivität der Korrosionsprozesse eine verbesserte Erkennung, eine höhere Messgenauigkeit, die Möglichkeit zur Charakterisierung von Korrosionsprofilen und weniger konservative Methoden zur Integritätsbewertung umso wichtiger. In diesem Zusammenhang könnten alternative Inspection Solutions wie die MFL-Datenfusion eine wichtige Rolle bei der Verbesserung der Zuverlässigkeit und Rationalität von Integritätsmanagementplänen spielen.

Wasserstoff und Rissbildung – noch einmal: H₂ kann als Verunreinigung in CO₂ vorhanden sein, das beispielsweise aus Dampf-Methan-Reformierungsprozessen (blauer Wasserstoff) gewonnen wird. Immer mehr Hinweise deuten darauf hin, dass H₂ selbst in geringen Mengen von weniger als 1 Volumenprozent die Entstehung von Wasserstoffversprödung (HE) und wasserstoffunterstützter Ermüdungsrissbildung (HAFC) während des CO₂-Transports beeinflussen kann. Bislang scheint es keine Mindestschwelle zu geben, unterhalb derer das Problem nicht auftritt. Die Forschung ist noch nicht abgeschlossen, und es ist wichtig zu erkennen, dass die rigorosen Sorgfaltsmaßnahmen, die die Industrie zur Bewältigung der Integritätsprobleme beim Transport von gasförmigem Wasserstoff und Wasserstoffgemischen ergriffen hat, für CO₂-Pipelines ebenso unerlässlich sein werden. Wir arbeiten mit dem PRCI – Emerging Fuels Institute (EFI) an diesem Thema für CO₂-Pipelines.

Bruchkontrolle: Laufende duktile Brüche sind ein kritisches Thema bei der Auslegung und Integritätsbewertung von Pipeline. Herkömmliche Methoden zur Bruchkontrolle, darunter die für Erdgasleitungen entwickelte Battelle Two Curve Method (BTCM), sind nicht direkt auf CO₂-Pipelines in dichter Phase anwendbar. Diese Methoden sind oft nicht konservativ, da aufgrund der Phasenänderung während der Dekompression ein langes Plateau mit hohen Sättigungsdrücken auftritt. Obwohl mehrere Korrekturfaktoren eingeführt wurden, um die Anwendung der BTCM auf CO₂ in dichter Phase auszuweiten, bleiben die daraus resultierenden empirischen Korrelationen aufgrund der geringen Anzahl von Testdaten in Originalgröße begrenzt. Die in DNV-RP-F104 und ISO 27913 vorgestellten Methoden zielen darauf ab, vorherzusagen, ob ein laufender duktiler Bruch in einer CO₂-Pipeline zum Stillstand kommt oder sich weiter ausbreitet. Ähnlich wie BTCM sind diese Ansätze empirisch und durch die begrenzten experimentellen Datenbanken, die für ihre Kalibrierung verwendet werden, eingeschränkt. Ihre Anwendung ist darüber hinaus auf einen engen Bereich von Pipeline-Konfigurationen beschränkt, insbesondere auf Rohre mit großem Durchmesser (16„-36“), dicken Wänden (10-26 mm) und hoher Festigkeit (X60 bis X65) sowie unterpulverschweißte Rohre (SAW). Diese Einschränkung verringert ihre Eignung sowohl für den Neubau von Pipeline als auch für Umbauprojekte, bei denen der Rohrdurchmesser, die Wandstärke oder die Materialgüte außerhalb des festgelegten Gültigkeitsbereichs liegen. Laufende Forschungsarbeiten zielen darauf ab, den Gültigkeitsbereich durch zusätzliche Tests im Maßstab 1:1 und die Entwicklung zuverlässigerer Alternativen zu erweitern, die die Abhängigkeit von kostspieligen Versuchsprogrammen verringern. Ein vielversprechender Ansatz sind Fluid-Struktur-Interaktionssimulationen (FSI), die Computational Fluid Dynamics (CFD) und Finite-Elemente-Analyse (FEA) mit fortschrittlichen Modellen für duktile Schäden und Brüche kombinieren und so einen stärker physikalisch basierten Rahmen für die Vorhersage des Bruchverhaltens in CO₂-Dichtphasen-Pipelines bieten.

Ein wichtiger Grundstein für die Bewältigung dieser Herausforderungen ist die Festlegung einer Qualitätsspezifikation zur Begrenzung von Verunreinigungen in CO₂-Strömen. Insgesamt besteht in der Branche ein allgemeiner Wunsch nach einer einheitlichen Spezifikation. Es ist jedoch wichtig zu wissen, dass diese Spezifikationen in der Regel aus experimentellen Tests abgeleitet werden, die mit einer Reihe von Herausforderungen verbunden sind. Diese Tests beschränken sich zudem auf bestimmte (und relativ einfache) Gemische sowie auf bestimmte Umgebungsbedingungen hinsichtlich Druck, Temperatur und Durchfluss. Anwender müssen den Hintergrund und die Grenzen der Tests verstehen, um zu entscheiden, ob die von Dritten abgeleiteten Spezifikationen sicher auf den jeweiligen Fall angewendet werden können, abhängig von den relevanten CO₂-Gemischen (Verunreinigungen) und Betriebsbedingungen. Das Gegenteil trifft ebenfalls zu: Eine „Allheilmittel”-Spezifikation kann zu unnötiger Zurückhaltung führen, die je nach Projektökonomie, Abscheidungstechnologie, Prozessgrenzen (Behandlungsgrenzen) und lokalen Vorschriften nicht für alle praktikabel ist. Beispielsweise sollte der Ansatz (Kontaminationsgrenzen) zur Bekämpfung der inneren Korrosion in CO₂-Strömen aus der Vorkommentation oder SMR anders (und weniger aufwendig) sein als in Strömen aus der Nachverbrennung oder industriellen Prozessen, in denen SO_X und NO_X vorhanden sein könnten.

Die Dynamik nimmt zu, aber die Unsicherheit hinsichtlich der Zusammensetzungsgrenzen bleibt bestehen. Hinzu kommt, dass es bis heute noch keine in Betrieb befindliche Pipeline gibt, die künstliches CO₂ aus fossil befeuerten Kraftwerken, Dampf-Methan-Reformierung, Abfallbrennstoffen oder anderen komplexen industriellen Prozessen transportiert. Wie können wir also vorankommen und gleichzeitig die Restrisiken bewältigen? Ein wichtiger Teil der Gleichung liegt in der Verwendung von Inline-Inspektionen (ILI), um nachzuweisen, dass die implementierten Zusammensetzungsgrenzen sicher sind, und um die Betriebsintegrität über den gesamten Lebenszyklus der Pipeline zu gewährleisten.

Erfahrungen mit Öl und Gas im Bereich CCUS – Wie gut passt die Brücke?

Die CCUS-Branche stützt sich weitgehend auf das Engineering aus dem Öl- und Gassektor. Dies ist zwar natürlich und vorteilhaft, bringt jedoch auch gewisse Komplexitäten mit sich. Die in der Öl- und Gasindustrie verwurzelten Projektdesignansätze bieten eine Grundlage, müssen jedoch neu überdacht werden, um den ganzheitlichen und miteinander verknüpften Herausforderungen gerecht zu werden, denen wir bei der Erreichung von operativer Exzellenz, Kosteneffizienz und unerschütterlicher Sicherheit gegenüberstehen. Standards (z. B. ISO 15156/MR 0175 für Sour Cracking) und traditionelle Tools (z. B. BTCM und Korrosionsmodelle) sind nicht direkt anwendbar, da wir es mit neuen Umgebungen zu tun haben. Wir dürfen nicht vergessen, dass der Transport von CO₂ seine eigenen Besonderheiten mit sich bringt, die mit Sorgfalt berücksichtigt werden müssen.