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.
Bei der Haupttätigkeit der Blasius Schuster KG , Inspire-ID: https://registry.gdi-de.org/id/de.he.0945.de7.pf.eu_industrie/353535345) handelt es sich um Vergasung oder Verflüssigung von Kohle (NACE-Code: 38.21 - Behandlung und Beseitigung nicht gefährlicher Abfälle). Es wurden keine Freisetzungen oder Verbringungen nach PRTR berichtet zu: Freisetzung in die Luft, Freisetzung in das Wasser, Freisetzung in den Boden, Verbringung von Schadstoffen mit dem Abwasser, Verbringung gefährlicher Abfälle im Inland, Verbringung gefährlicher Abfälle im Ausland, Verbringung nicht gefährlicher Abfälle.
Wasserstoffherstellung: Das industrielle Verfahren zur Wasserstoffherstellung beruht auf dem katalytischen Reformieren (Nickel-Katalysatoren) von Erdgas mit Wasserdampf. Bei diesem Prozeß erfolgt eine Dampfspaltung (steam reforming) des Erdgases (Methan). Methan wird dabei in Reaktoren bei Temperaturen von ca. 850 §C zu Wasserstoff (H2) und Kohlenmonoxid umgesetzt. Nach der Umsetzung wird das Gas schnell abgekühlt, wobei gleichzeitig Prozeßdampf gebildet wird. In einer Folgereaktion reagiert das Kohlenmonoxid und überschüssiges Wasser mit Hilfe eines Katalysators zu weiterem Wasserstoff und Kohlendioxid. Daran schließt sich eine CO2-Entfernung und die Isolierung von Wasserstoff an [CO2-Druckwäsche (Weissermel 1994); PSA, pressure swing adsorption (Ullmann 1989a)]. Wasserstoff (H2) wird heute in erster Linie aus Kohlenwasserstoffen gewonnen. Daneben gibt es noch kohlechemische und elektrochemische Prozesse, die aber von geringerer Bedeutung sind [siehe Tabelle 1, (Weissermel 1994)]. Tabelle 1: Verfahren zur Wasserstofferzeugung Welt-H2-Erzeugung 1988 (in Gew.-%) Rohöl/Erdgas-Spaltung 80 Kohlevergasung 16 Elektrolysen/Sonstige 4 gesamt (in Mio. t) ca. 45 Der wichtigste Rohstoff zur Erzeugung von H2 ist Erdgas, aber auch Naphtha und andere Rückstände der Petrochemie werden eingesetzt (Ullmann 1989a). Die Bilanzierung der vorliegenden Kennziffern erfolgt auf der Annahme, daß Wasserstoff zu 100 % aus Erdgas synthetisiert wird. Für die Bilanzierung des Prozesses wurde eine Studie der Arbeitsgemeinschaft Kunststoff (DSD 1995), die Ökoinventare für Energiesysteme (ETH 1995) und Daten aus (Ullmann 1989a) ausgewertet. Da in (DSD 1995) die ausführlichsten Daten vorliegen, wurden diese für die Berechnung der Kennziffern verwendet. Es wird angenommen, daß die dortigen Angaben sich auf die H2-Herstellung in Westeuropa in den 90er Jahren beziehen. Die Massen- und Energiebilanz ist vom verwendeten Rohstoff abhängig, somit ist eine Übertragung der Kennziffern auf andere Einsatzstoffe oder auch Produktionsverfahren nicht möglich. Allokation: keine Genese der Kennziffern: Massenbilanz: Zur Herstellung von Wasserstoff wird als Rohstoff Erdgas (1990 kg/t H2) und Wasser (4468 kg/t H2) benötigt (DSD 1995). Als weiteres Reaktionsprodukt der chemischen Umsetzung von Erdgas entseht neben H2 auch Kohlendioxid (5458 kg CO2/t H2). Da CO2 kein verwertbares Produkt darstellt, wird es den prozeßbedingten Luftemissionen zugerechnet. Im Vergleich zu den obigen Angaben wird bei (Ullmann 1989a) für eine typische Steamreformer-Anlage ein Erdgasbedarf von 2160 m3 für die Erzeugung von 5000 m3 Wasserstoff (jeweils bei 0 §C und 101,325 kPa) - bzw. umgerechnet 3439 kg Erdgas/t H2 - aufgeführt. (ETH 1995) wiederum gibt einen Erdgasbedarf von 121 MJ/kg H2 (umgerechnet 2881 kg/t H2) an. Die Angaben aus (DSD 1995), (ETH 1995) und (Ullmann 1989a) zeigen deutliche Abweichungen voneinander. Da bei (DSD 1995) die vollständigste Bilanz vorliegt, werden diese Daten übernommen. Es wird angenommen, daß der unterschiedliche Rohstoffbedarf bei den verschiedenen Literaturquellen dadurch zustande kommt, daß die Wasserstoffherstellung je nach Prozeßführung auf eine maximale Produktion an Prozeßdampf, minimalen Einsatz von Erdgas , etc. optimiert werden kann. Energiebedarf: Für den Prozeß der Wasserstofferzeugung wird insgesamt eine Energiemenge von 49,25 MJ/kg H2 benötigt. 47,25 MJ des Gesamtenergiebedarfs werden durch die Verbrennung von Erdgas bereitgestellt. Davon entfallen wiederum 18,144 MJ auf die Dampferzeugung und 8,645 MJ auf die CO2-Druckwäsche. An elektrischer Energie werden 2,0 MJ Energie verbraucht (DSD 1995). Im Vergleich dazu wird der Prozeßenergiebedarf bei (ETH 1995) mit 3,47 MJ/kg elektrischer Energie, 26,55 MJ/kg Heizöl S (Industriefeuerung) und 17,8 Erdgas (Industriefeuerung) angegeben (Summe 47,82 MJ/kg). Der Energiebedarf bei (DSD 1995) und (ETH 1995) zeigt eine sehr gute Übereinstimmung. Es werden die Daten aus (DSD 1995) für GEMIS übernommen. Prozeßbedingte Luftemissionen: Nach (Ullmann 1989a) entstehen beim steam reforming 0,25 mol CO2 pro mol H2 (Methan und Wasser werden zu Wasserstoff und Kohlendioxid umgesetzt). Dieser Wert ist identisch mit der Angabe aus (DSD 1995) von 5,458 kg CO2 pro kg Wasserstoff. Es konnten keine weiteren prozeßspezifischen Daten zu den Emissionen ermittelt werden. Diese sind im Vergleich zu den Emissionen, die durch den Energieverbrauch entstehen, relativ gering (ETH 1995). Wasser: Neben dem Erdgas dient auch Wasser als Rohstoff zur H2-Erzeugung (Reduktion von H2O zu H2). Für die chemische Reaktion werden 4,468 kg H2O pro kg H2 benötigt (DSD 1995). Es kann jedoch davon ausgegangen werden, daß beim Herstellungsprozeß ein Überschuß an Wasserdampf eingesetzt wird. Da hierüber - ebenso wie zum Kühlwasserbedarf - keine Angaben vorliegen, wird der Wert von 4,468 kg Wasser als Kennziffer verwendet. Angaben zu Abwasserwerten und Reststoffen liegen nicht vor. Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-fossil-Gase gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2010 Lebensdauer: 20a Leistung: 1MW Nutzungsgrad: 143% Produkt: Brennstoffe-Sonstige
Die beste Form, die SO2-Emissionen aus kohlebefeuerten Feuerungen zu vermindern, waere die Entfernung des Schwefels aus der Kohle selbst. Zur Entwicklung solcher Verfahren zur Entfernung des bei der Verbrennung zum umweltschaedigenden SO2 fuehrenden sogenannten 'organischen Schwefels' ist die Kenntnis der organisch-chemischen Gruppierungen letztlich unerlaesslich, in denen Schwefelatome gebunden sind. Ausser den seit einigen Jahren im Arbeitskreis durchgefuehrten Untersuchungen zur Anreicherung schwefelhaltiger Kohleanteile ist die Synthese von Kohle-Teilstrukturen mit organischen Schwefelgruppierungen (Hauptzielrichtung: Dibenzothiophen-Gruppierungen, weil bei diesen der Schwefel besonders fest gebunden ist) und deren Untersuchung ueber ihr Entschwefelungsverhalten unter den Bedingungen aktueller technischer Kohleverarbeitungsverfahren wie Kohleverfluessigung und -vergasung wesentlich. Der Einbau insbesondere von Dibenzothiophengruppen erfolgt bei den Synthesen ueber Ether- und Thioetherbruecken, wie sie auch in Steinkohle selbst anzunehmen sind.
Bei der geplanten untertägigen Speicherung von CO2 aus den Verbrennungsprozessen in Kraftwerksanlagen wird allgemein mit chemisch-physikalischen Wechselwirkungen zwischen dem unreinen, weil mit Reststoffen aus dem Verbrennungsprozess wie z.B. Stickoxiden oder Schwefelverbindungen belasteten CO2 gerechnet. Dabei ist jedoch weitgehend unbekannt, welche Veränderungen des mineralogischen Phasenbestandes, der chemischen Zusammensetzung und des geomechanischen Verhaltens in den verschiedenen, möglichen Speichergesteinen mit der Einspeicherung verbunden sein werden. Im Rahmen eines laborativen Untersuchungsprogrammes sollen im Verbund mit den Projektpartnern der BGR, Hannover, an begründet auszuwählenden Speichergesteinen die chemischen, mineralogischen und geomechanischen Veränderungen unter den zu erwartenden Druck- und z.T. auch Temperaturbedingungen experimentell simuliert und beobachtet werden. Aus den experimentellen Befunden soll eine quantifizierende Abschätzung über die in-situ zu erwartenden mineralogisch-geochemischen und geomechanischen Prozesse und möglichen Veränderungen in den Speicherformationen abgeleitet werden.
Durch Kohlevergasung erzeugtes Kohlegas enthaelt den Schwefel hauptsaechlich als H2S (und etwas COS). Eine Heissentschwefelung des Gases ist bis auf kleinste Gehalte mit Kalk (CaO) moeglich, wobei sich (im Gegensatz zur Rauchgasentschwefelung, bei der sich Calciumsulfat CaSO4 bildet) Calciumsulfid CaS bildet. Dieses kann nach bisheriger Ansicht nicht deponiert werden. Man muss deshalb das CaS entweder zu CaO regenerieren oder zu umweltschaedlichem CaSO4 konvertieren. Gegenstand des Projektes ist es ua nach Wegen zu suchen, CaS in vertretbarer Zeit und ohne SO2-Abgabe zu CaSO4 zu oxidieren.
Fuer die Gewinnung von petrochemischen Rohstoffen soll die Herstellung eines vorzugsweise aus N-Paraffinen bestehenden an Sauerstoffverbindungen armen Syntheseprodukts angestrebt werden, das moeglichst wenig oberhalb ca. 350 Grad siedende Bestandteile enthaelt. Beabsichtigt ist daher die Gewinnung derartiger Rohstoffe auf der Basis eines aus Braunkohle hergestellten Synthesegases, die fuer die Weiterverarbeitung auf petrochemische Produkte, insbesondere niedrigmolekulare Olefine, optimal geeignet sind.
Im Zusammenhang mit einem Verfahrensvorschlag zur Trockenreinigung von Produktgas aus Kohlevergasern sollen die drei wesentlichen Reinigungsschritte Enthalogenieren, Entstauben und Entschwefeln durch Untersuchungen, die unter realistischen Betriebsbedingungen in Laborapparaturen durchgefuehrt werden, entwickelt werden. Die Enthalogenierung erfolgt bei etwa 300 Grad C in einem Kalksteinadsorber; die Entstaubung mit Hilfe von Spaltkerzenfiltern, die Entschwefelung bei etwa 170-180 Grad C in einem Aktivkohle-Adsorber. Alle drei Reinigungsstufen, die unter Bedingungen arbeiten, bei denen der Wasserdampftaupunkt nicht unterschritten wird, versprechen in ihrer Kombination fuer den kombinierten Gas-/Dampfturbinen-Prozess (combined cycle) mit vorgeschalteter Kohlevergasungsstufe bessere Wirtschaftlichkeit und eine Verminderung der Emissionen. Die Projektleitung, die Koordination der technischen Zusammenarbeit und die damit zusammenhaengenden Aufgaben werden von RAG/ROEG durchgefuehrt.
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.
| Organisation | Count |
|---|---|
| Bund | 155 |
| Land | 1 |
| Weitere | 1 |
| Wirtschaft | 1 |
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| Type | Count |
|---|---|
| Förderprogramm | 153 |
| Text | 3 |
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| License | Count |
|---|---|
| Offen | 154 |
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| Language | Count |
|---|---|
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