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Wasserstoffspeicherung könnte eine tiefe Störungszone stabilisieren
Wasserstoff lässt sich in geologischen Formationen speichern, doch das Einpressen des Gases kann Störungszonen unter Druck setzen. Eine Simulation eines natürlichen Vorkommens in Albanien deutet nun auf einen überraschenden Effekt hin. Bei günstiger Einspeisetiefe nimmt die berechnete Rutschneigung über zehn jährliche Speicherzyklen sogar ab, während die modellierten Gasverluste gering bleiben.
Shanghai (China). Große Mengen Wasserstoff müssten für eine künftige Energieversorgung teilweise über Monate gelagert werden. Dafür kommen unterirdische Speicher infrage, doch nicht jede Gesteinsformation hält das leicht entweichende Gas über lange Zeit zurück. Zudem kann das Einpressen von Gas den Druck im Untergrund erhöhen und vorhandene geologische Störungen destabilisieren.
Ein möglicher Ausweg sind natürliche Wasserstofflagerstätten, in denen sich das Gas bereits über geologische Zeiträume angesammelt hat. Sie liefern Hinweise darauf, dass das umgebende Gestein Wasserstoff zurückhalten kann. Ob solche Vorkommen auch das wiederholte Befüllen und Entleeren vertragen, ist damit allerdings noch nicht geklärt.
Forscher der Shanghai Jiao Tong University (SJTU) um Prof. Lei Hou haben diesen Ansatz am natürlichen Wasserstoffvorkommen von Bulqizë in Albanien untersucht. Sie haben aus vorhandenen Erkundungsdaten ein dreidimensionales Computermodell entwickelt, statt Wasserstoff tatsächlich in die dortige Störungszone zu pumpen.
Unter der Chrommine verläuft eine steil einfallende Störungszone, die sich über rund fünf Kilometer in die Tiefe erstreckt. Frühere Messungen ergaben, dass aus dem Vorkommen mindestens 200 Tonnen Wasserstoff pro Jahr austreten und die untersuchten Gasproben zu 84 Prozent aus Wasserstoff bestehen.
Für die mögliche Nutzung als Speicher analysierte das Team 72 Kombinationen aus Einspeisetiefe, Gasmenge pro Tag und Durchlässigkeit des Gesteins. Als Stabilitätsmaß diente die sogenannte Rutschneigung, eine berechnete Kennzahl dafür, wie nahe eine Störung an einer möglichen Verschiebung liegt. Tatsächliche Erdbeben oder eine Veränderung der Störung durch Einspeiseversuche wurden nicht gemessen.
Die Berechnungen zeigen, dass der Einpressort großen Einfluss auf die Stabilität der Störung hat. Nahe der oberen Abdichtung überschritt die simulierte Rutschneigung bei allen untersuchten Bedingungen den kritischen Schwellenwert. Auch eine Einspeisung am tiefsten untersuchten Punkt führte zu ungünstigen Druckkonzentrationen.
Am günstigsten war in vielen Szenarien eine Einspeisung in etwa 4.433 Metern Tiefe. Dort verteilte sich das Gas so, dass die Störung auch bei vergleichsweise hohen Einspeiseraten unter dem berechneten Grenzwert blieb. Bei wenig durchlässigem Gestein konzentrierte sich das Risiko dagegen eher nahe dem Bohrloch, bei hoher Durchlässigkeit weiter oben an der Abdichtung.
Mit angepassten Betriebsstrategien ergaben sich modellierte gesamte Speichermengen von rund 350 bis 480 Millionen Kubikmetern Wasserstoff. Das ist nicht mit einer bereits nachgewiesenen nutzbaren Kapazität gleichzusetzen, denn die Werte hängen von den angenommenen Gesteinseigenschaften und Einspeisebedingungen ab.
Für einen längerfristigen Betrieb berechnete das Team anschließend zehn jährliche Speicherzyklen. Dabei sollte Wasserstoff von April bis September eingespeist und von Oktober bis März entnommen werden, jeweils mit einer Förder- oder Einspeiserate von 750.000 Kubikmetern pro Tag.