s/integrierte-kohlevergasung/Integrierte Kohlevergasung/gi
In Teilprojekt A5 soll geklärt werden, ob die mineralischen Bestandteile, wie Na, K, Mg, Ca, Al oder Fe, der Kohle katalytisch aktiv sind und somit Einfluss auf den Oxyfuel-Verbrennungsprozess nehmen. Neben dem Verbrennungsprozess in O2 werden die beschleunigte Einstellung des Boudouard-Gleichgewichts und die Kohlevergasung mit H2O berücksichtigt, die durch Volumenvergrößerung erheblichen Einfluss auf das Strömungsfeld in Flammen nehmen können. Es sollen reale Kohlen aber insbesondere auch synthetische Modellkohlenstoffe untersucht werden, was eine schrittweise Steigerung der Komplexität der untersuchten Systeme erlaubt.
MAN Energy Solutions entwickelt in dem hier vorliegenden Projekt einen Verdichter axialer Bauweise für die Eigenschaften von CO2, also einem molekular schweren Gas. Dieser Verdichter muss hohe Volumenströme verarbeiten, wie sie insbesondere in Kraftwerksanlagen entstehen. Zu den wichtigsten Optionen bei der Vermeidung von Umweltbelastungen durch den weltweit ansteigenden CO2-Ausstoss gehört die CCS-Technologie; diese unterscheidet verschiedene Verfahren zur CO2-Abscheidung wie die Abtrennung nach Kohlevergasung (Pre-Combustion / IGCC) oder die Abscheidung nach dem Verbrennungsprozess (Post Combustion). Eines jedoch eint diese Verfahren: die Notwendigkeit von CO2-Verdichtern für den Transport des Treibhausgases vom Kraftwerk zum Speicherort und zum Verpressen der entstandenen CO2-Massen. Eine intelligente Lösung zur Förderung großer CO2-Volumina liegt in der Vorverdichtung mittels eines geeigneten Axialverdichters und der damit einhergehenden Reduktion des Volumenstroms sowie anschließender Verdichtung auf den Enddruck mittels eines Radialverdichters. Die Vorteile eines Axialverdichters für CO2 sind dabei die sehr hohen Wirkungsgrade, die Möglichkeit der Verdichtung großer Volumenströme in einem einzigen Verdichtergehäuse, die Wärmenutzung aus der Kompression in Kraftwerksprozessen und die mechanische Zuverlässigkeit des Kompressors. Die Kombination von hohen Wirkungsgraden, Zwischenkühlungen und dem Eintrag von Abwärme in den Prozess resultiert in einem geringstmöglichen Energieverbrauch für die Verdichtung. Im Rahmen des Forschungsprojektes werden die Grundlagen der Axialverdichterauslegung für CO2 erarbeitet, auf deren Basis transsonische Prozessverdichter zur Förderung großer CO2-Volumina ausgelegt werden können. Da mit der CO2-Verdichtung mittels eines Axialverdichters Neuland betreten wird, ist sowohl eine Verifikation der numerischen Werkzeuge als auch eine Validierung der angewandten Modelle zwingend erforderlich. Zu diesem Zweck wird ein Versuchsverdichter entwickelt, welcher durch eine umfangreiche Instrumentierung und ein intelligentes Messprogramm alle erforderlichen Messdaten bereitstellt. Die hier weiterentwickelte Technologie zur Verdichtung schwerer Gase mittels eines großen Axialverdichters eignet sich daneben auch für den Einsatz in großskaligen Produktionsanlagen zur Kompression von Kohlenwasserstoffen, Erdgas sowie Stickoxiden oder Wasserstoff. Diese Grundstoffe sind vor dem Hintergrund eines globalen Bevölkerungswachstums ebenso essentieller Bestandteil wirtschaftlichen Wachstums und sozialen Wohlstandes wie eine stabile und ausreichend dimensionierte Energieversorgung. Für die vornehmlichen Standorte dieser Anlagen im asiatischen, afrikanischen und südamerikanischen Raum spielt die Verfügbarkeit der hier entwickelten Technologien also eine nicht unbedeutende Rolle bei der langfristigen Entwicklung von Schwellen- zu Industrienationen.
Objective: To erect a demonstration gasifier including the metering and monitoring devices. General Information: The project started in 1981 with the design of the plant, the obtaining of the approval, the basic - and detail - engineering and the acquisition of the necessary material and equipment. The current phase includes the erection of the gasifier. The gasifier of the demonstration plant is designed to produce 40000 m3/h synthesis gas. This corresponds to a feed rate of 16 t /h. The gasification pressure is 60 bars. The dust free raw gas from the demonstration plant is directed to the raw gas shift conversion, H2S/CO2 - removal and pressure swing adsorption units. The safe feeding operation of liquid hydrogenation residues is insured by special suspension pumps. The dosage of the LTC coke and the hard coal will be carried out employing the extruder feeding system for solid fuels developed by VEBA OEL on pilot plant scale. The main component of the feeding system is a twin screw extruder. In the feeder the finely ground coal or coke are mixed intensively with about 15 per cent water or oil and pressurized to form a gas-tight plug. At the extruder outlet the pressurized feed-stock is pulverised in a specifically designed discharge head and transferred by steam via a specially designed burner into the gasification reactor. Achievements: A preplanning phase served to investigate different concepts with respect to process flow, the technical design of the main parts and the integration of the demonstration plant into the RUHR OEL refinery in Gelsenkirchen-Scholven. For two process variants the basic engineering was carried out for the main process steps; a pre-basic was worked out for the conventional units of the plant, i. e. grinding, crude gas shift conversion and H2S/CO2 scrubbing. Detailed documents including construction drawings were produced for the main parts e. g. the extruder feeding-system, the burner and the gasification reactor. In order to determine whether the gasification plant would qualify for approval by the authorities a preliminary application in accordance with P9 of the Federal Environmental Protection (Immission) Act was prepared and submitted. After a thorough examination of the application and a discussion on the objections the preliminary approval was guaranted. To conclude the investigations, the investment cost were determined and the economic viability was examined for both process alternatives. The investigations have shown that a large-scale plant for the gasification of hydrogenation residues and coal is technically feasible and does quality for approval. The low energy price level does for the time being, however, not permit a cost-covering operation of coal gasification or coal hydrogenation plants. Measures are, therefore, examined to improve the economic viability of gasification and hydrogenation units. The use of solid or liquid wastes (as e. g. sewage sludge, used plastic materials, used ...
Zum Vergleich der in COORETEC betrachteten Kraftwerksprozesse (GuD-, DKW-, Oxyfuel- und Oxycoal-Prozess, IGCC mit CO2-Abtrennung, DKW mit MEA) werden einheitliche Annahmen und Randbedingungen aufgestellt und Prozessanalysen durchgeführt. Aussagen über die heute machbaren Technologien sowie deren CO2-Vermeidungspotential werden getroffen. Aufgrund der großen Unterschiede zwischen den zu betrachtenden Prozessen müssen die Anlagen- und Betriebsparameter miteinander vergleichbar gestaltet werden. Dies umfasst die Identifizierung aller Parameter und die Definition realitätsnaher, standardisierter Werte für alle Einflussgrößen. Mittels Modellierung und Simulation werden Aussagen über die heute erreichbaren Wirkungsgrade und das Wirkungsgradpotential einzelner Technologien gemacht. Wesentliches Ergebnis der Studie ist es, Aussagen zu treffen, welche Prozesse unter realitätsnahen und vergleichbaren Randbedingungen das größte technische und wirtschaftliche Potenzial besitzen, den Klimaschutz schnellstmöglich voranzutreiben. Die hierbei entwickelten standardisierten Annahmen und Randbedingungen sollen auch bei der zukünftigen Untersuchung von alternativen Prozessen Anwendung finden.
Im Vorhaben soll die Schlackebadvergaser (British Gas Lurgi - BGL)-Vergasung auf Basis theoretischer Studien (unter anderem durch Modellierung) sowie durch experimentelle Untersuchungen im Labor und im Pilotanlagenmaßstab für hocheffiziente, emissionsarme Kohlevergasung mit CO2-Abtrennung (IGCC)-Kraftwerke und flexible Polygeneration-Anwendungen sollen optimiert werden. Dazu ist die Teer-Öl-Ausbeute für IGCC-Kraftwerkanwendungen zu minimieren (Brenngas-BGL-Konzept). Für Polygeneration-Konzepte (Polygen-BGL-Konzept) mit chemischer Synthesegasnutzung und Erzeugung eines erdöläquivalenten Teer-Öl-Gemisches (einsetzbar in der Chemieindustrie oder als speicherbarer Spitzenbrennstoff) ist sie zu maximieren.
Das Forschungsvorhaben betrifft ein Verfahren zur Gewinnung von Inertgas (CO2) nach einer Kohlevergasung mit anschliessender Entschwefelung des Gasgemisches. Die Vergasung von festen Brennstoffen wie beispielsweise Kohle erhaelt besondere Bedeutung im Zusammenhang mit Kombikraftwerken (Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerken, auch als GuD-Kraftwerke bezeichnet), da hier sehr hohe Wirkungsgrade zu erwarten sind. Das aus der Vergasung gewonnene Gasgemisch wird vor Einsatz in der Gasturbine gereinigt und aufgearbeitet. Die Reinigungsstufe umfasst u. a. eine Entschwefelung mittels eines physikalisch und/oder chemischen Adsorptionsverfahrens. Bei der Regenerierung des Adsorptionsmittels innerhalb eines solchen Adsorptionsverfahrens faellt ein H2S und CO2 enthaltendes Sauergas an, das im beschriebenen Fall in einer Direktoxidationsanlage zu Schwefel oxidiert wird. Das Restgas wird einer Hydrierung unterzogen und kann nach Hydrierung u. Verdichtung als Inertgas verwendet werden. Damit wird ein Kreislauf geschlossen. Es wird, ausser der Abgabe von reinem Schwefel, bei der Reinigung des Prozessgases kein Gas in die Atmosphaere abgegeben.
OBJECTIVES: Power plants based on the integrated combined cycle (IGCC) already in operation (Buggenum, 250 MW) or under construction (Puertollano, 300 MW) are generally characterized as demonstration facilities. The same applies to the development status of such plants in the US. The most attractive features of IGCC power plants are the extremely low environmental pollution and their capability to utilize various fuels such as coal, oil refinery residues, biomass, waste, etc., if the gasifiers are adequately adapted. Moreover, it is to be expected that such plants will attain higher efficiencies than conventional coal-fired power plants, thereby also reducing CO2 emissions effectively. Despite these advantages, further efforts are still necessary to achieve competitiveness with respect to the conventional steam power plant. There are three factors determining electricity generating costs, which can be influenced by design, process engineering and manufacture, namely the investment, fuel consumption and availability. Even if first-of-its-kind costs are neglected, it is to be expected that the specific investment of IGCC power plants based on the present design still turns out to be slightly above those of the conventional ones. As both the conventional steam power plant employing supercritical live steam and the IGCC of current design (Puertollano type) attain net efficiencies of 45 Prozent, an IGCC successor plant must show better performance to be competitive. As a consequence, investigations aiming at design improvements have to be carried out in order to accelerate market penetration and to benefit in this way from the environmental advantages of an IGCC in the near future. For this reason this Joule project 'Advanced Cycle Technologies' was set up by five partners from several countries of the European Union with the objective to study measures of cost reduction and efficiency enhancement and to jointly provide a basis for an advanced design. The studies also include co-gasification of coal and biomass in an entrained-flow gasifier suitable for IGCCs. The investigations comprise experiments on laboratory scale as well as computations, theoretical elaborations and design studies. Since two of the project partners are manufacturer and supplier companies of main components of the European IGCC demonstration power plants, the design studies also include the assessment of potential improvements with respect to feasibility and availability. The project work is subdivided into four task areas. Since most of the measures for efficiency enhancement influence costs and availability, the task areas are strongly interrelated. As any change in design and performance parameters influences the performance of other subsystems, repeated thermodynamic and economy analyses are performed. Therefore, close cooperation of the project partners is imperative.
Dieses Projekt ist ein Folgeprojekt des vorangegangenen CO2free SNG, welches sich auf die Erzeugung von Erdgassubstitut (SNG) aus Kohle durch Methanierung von Synthesegas aus der Kohlevergasung konzentrierte. Die derzeitigen Systeme zur Herstellung von SNG aus Kohle basieren auf großskaligen Anlagen wie Flugstromvergasern und einer aufwändigen Reinigung des Synthesegases. Dabei wird meist eine kalte Gasreinigung bei -40 bis -70 C mit Hilfe des Rectisol-Prozesses durchgeführt, die mit signifikanten Exergieverlusten und einem hohen technischen Aufwand verbunden sind. Allerdings erfordert die Einspeisung ins Gasnetz eher Anlagen im mittleren Leistungsbereich aufgrund der lokal begrenzten Einspeisemöglichkeiten. Das CO2freeSNG Projekt zielt daher auf innovative Anlagenlösungen für die SNG Herstellung aus Kohle im mittleren Leistungsbereich ab, die auf einer deutlich vereinfachten Gasreinigung bei erhöhten Temperaturen basieren. Das vorangegangene CO2free SNG Projekt hat die Wirtschaftlichkeit solcher Anlagen in Kombination mit einer Gasreinigung sowie CO2 Abscheidung durch eine Karbonatwäsche demonstriert. Als Fortsetzung dieses Projekts wird eine Versuchsanlage mit einer Leistung von 150 KW der kompletten Prozesskette am EVT aufgebaut, um die technologische Basis für die dann folgende Demonstration in kommerzieller Größe zu legen.
Das IGCC Kraftwerk ist eine geeignete Kraftwerkstechnologie um auf Basis des Energieträgers Kohle die veränderliche Einspeisung Erneuerbarer Energien in der zukünftigen Energieversorgung auszugleichen. In grundlagenorientierten Forschungsvorhaben HotVeGas werden Konzepte für zukünftige Kraftwerks- und Speichertechnologien evaluiert und neue Kraftwerkskomponenten entwickelt. In Forschungsvergaseranlagen sollen die Reaktionsabläufe unter industriell relevanten Bedingungen experimentell untersucht werden, um bestehende Vergasungstechnologien zu optimieren, zukünftige Technologien zu entwickeln und geeignete Brennstoffe zu charakterisieren. Die Experimente zielen dabei auf die Vergasungskinetik und das Ascheverhalten bei hohen Temperaturen und Drücken ab. Weiterhin werden in statischen und dynamischen Simulationen neue Kraftwerksschaltungen, Zwischenspeichertechnologien und Lastfähigkeitskonzepte entwickelt und bewertet, wobei auch der Einsatz neuer Komponenten wie z.B. einem Membran-Shift-Reaktor betrachtet wird. Für die Validierung von eigens entwickelten CFD Modellen von Vergasungsanlagen werden die experimentell gewonnenen Daten herangezogen, um weiterführende Ansätze für neue Kraftwerkskomponenten zu finden.