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.
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 ...
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.
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
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.
Kombiprozesse mit Druckkohlenstaubfeuerung versprechen eine deutliche Steigerung des Stromerzeugungswirkungsgrads und damit eine weitere Reduzierung der Gesamtemissionen von Kohlekraftwerken. Bevor eine Verwirklichung in Demonstrationsanlagen sinnvoll erscheint, sind jedoch noch Grundlagenuntersuchungen fuer viele Teilprozesse notwendig. Ergaenzend zum 'Dorstener Verbundprojekt' werden an der Druckkohlenstaubfeuerungsanlage der RWTH Aachen die Grundlagen der Kohlenstaubverbrennung und das Emissionsverhalten bei hohem Druck experimentell untersucht und damit die Auslegungsverfahren fuer Brenner und Feuerraeume verbessert. Dabei konzentrieren sich diese Untersuchungen bisher auf Brennstoff Steinkohle. Die speziellen Probleme bei der Verbrennung von rheinischer Braunkohle sind Ziel des hier, in Zusammenarbeit mit der RWE Energie AG, geplanten Forschungsvorhabens.
Objectives: To operate a 48 Tons/day Prenflo plant on a long term basis to test the various components and to complete the development of the process. General Information The Prenflo process is an advanced coal gasification process, which allows high unit capacity, high efficiency, non-dependence on coal qualities and optimally low environmental impact. It is particularly suited for conversion of coal to electrical power by means of integration with a combined gas/steam turbine power plant. This project covers only the operation of a 48 Tons/day plant - known as phase 2 - for 24 months and consists of 3 stages: 1. the cold-commissioning; 2. the trial run; 3. the evaluation; Stage 1 started on 01. 01. 86. Stage 3 will be finished on 31. 12. 87. The plant is located on the site of the Technology Center of the Saarbergwerke AG in Fürstenhausen (Saarland, Germany) (see project LG/00018/83). The feedstock consists of pulverized coal fed pneumatically into a reactor where it reacts with oxygen and steam at 1,300-1,600 deg. C and is entirely converted in CO, H2 and some small amount of CO2. The ashes are eliminated through a water-bath below the reactor from which they are granulated and disposed of. The crude synthesis gas is fed into an oven where it releases most of its heat to produce 50 bar, 500 deg. C steam partly used as process steam and partly fed to the nearby plant. The gas is then dedusted, washed, cooled and desulfurised and fed into the network.
Im Rahmen des Forschungsvorhabens soll ein neues Konzept zur trockenen Entfernung von Schwefelverbindungen und Ammoniak aus Brenngasen fuer die IGCC-Kraftwerkstechnik im Technikumsmassstab entwickelt werden. Das Ziel des Projektes besteht darin, das Verfahren der partiellen Oxidation von H2S/COS und die simultane NH3-Abscheidung weiterzuentwickeln und insbesondere an das Verfahren der Prenflo-Kohlevergasung anzupassen. Dabei sollen die verfahrenstechnischen Komponenten Flugstromreaktor mit Filterkerze, Katalysator, Festbettadsorber und Spruehabscheider optimiert und geeignete Kombinationen gefunden werden. Darueber hinaus ist die Anwendbarkeit bekannter Verfahren zur Rueckgewinnung von Schwefel aus den verschiedenen Traegermedien zu untersuchen. Es bestehen berechtigte Chancen, den Aufwand fuer die Brenngasreinigung im IGCC-Prozess auf ein Minimum zu reduzieren und somit einen Beitrag zum Durchbruch der innovativen IGCC-Kraftwerkstechnik zu leisten.
| Organisation | Count |
|---|---|
| Bund | 172 |
| Europa | 26 |
| Land | 1 |
| Weitere | 1 |
| Wirtschaft | 12 |
| Wissenschaft | 64 |
| Type | Count |
|---|---|
| Förderprogramm | 170 |
| Text | 3 |
| License | Count |
|---|---|
| Offen | 171 |
| Unbekannt | 2 |
| Language | Count |
|---|---|
| Deutsch | 156 |
| Englisch | 22 |
| Resource type | Count |
|---|---|
| Archiv | 1 |
| Datei | 1 |
| Dokument | 1 |
| Keine | 145 |
| Webseite | 27 |
| Topic | Count |
|---|---|
| Boden | 141 |
| Lebewesen und Lebensräume | 126 |
| Luft | 101 |
| Mensch und Umwelt | 173 |
| Wasser | 96 |
| Weitere | 173 |