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
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.
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.
Ziel ist es, Grundlagen und Konzepte für die Entwicklung zukünftiger integrierter Hochtemperaturvergasungsprozesse bereitzustellen. Dabei soll auf eine möglichst hohe Flexibilität bei der Brennstoffauswahl, eine optimale Integration von synthesegasbasierten Prozessen mit konventioneller und erneuerbarer Stromerzeugung sowie Möglichkeiten chemischer Speicher fokussiert werden. Die Arbeitspakete gliedern sich in die Pakete Grundlagenuntersuchungen, Komponentenentwicklung und Systembetrachtungen. Im Paket Grundlagen sollen die Pyrolyse- und Vergasungskinetiken verschiedener Brennstoffe (Kohle und Co-Feeds) ermittelt, der Löser 'coalFoam' weiterentwickelt sowie Prozessschlacken und Laboraschen charakterisiert und modelliert werden. Im Paket Komponentenentwicklung sollen ein Modellfall für einen großtechnischen Flugstromvergaser mittels CFD simuliert, das Asche-/Schlackeverhalten durch thermodynamische Modellierung abgebildet und Optionen zur Quenchkonvertierung Flow-Sheet-Modellierung untersucht werden. Im Paket Systembetrachtungen werden der Einsatz verschiedener Brennstoffe (Kohle und Co-Feeds) für die Vergasung technologisch bewertet und neue Konzepte zur Kopplung synthesegasbasierter Prozessketten mit der konventionellen (fossilen und erneuerbaren) Stromerzeugung sowie Konzepte zur Zwischenspeicherung regenerativen Überschussstroms in synthesegasbasierten Chemikalien technologisch und wirtschaftlich betrachtet. In die Konzepte werden die Ergebnisse des Pakets Komponentenentwicklung eingebunden und Kombinationen separater CO-Konvertierungsverfahren mit der Quenchkonvertierung auf technische und wirtschaftliche Vorteile geprüft.
The project aims at investigating the fundamentals of heat and mass transfer phenomena in high-temperature multiphase reactive flows exposed to high-flux irradiation. The application is focused on the development of solar reactor technology for the production of hydrogen via steam-gasification of carbonaceous materials using concentrated solar radiation. Solar hybrid thermochemical processes, as the one targeted in this project, make use of fossil fuels as the chemical source of hydrogen production and concentrated solar energy as the energy source of high-temperature process heat. Industrially relevant examples include the thermal gasification of coal, the thermal cracking of natural gas, the thermal reforming of natural gas, and the carbothermic reduction of metal oxides, for producing synthetic fluid fuels with upgraded calorific value. These hybrid solar processes offer viable and efficient routes for fossil fuel decarbonization and CO2 avoidance, and further create a transition path towards solar hydrogen. This project contributes to the advancement of the thermo-sciences aimed at the development of solar chemical technologies that will lead to cleaner, more efficient, and sustainable energy utilization.
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.
Objective: The aim of the project is the energetic optimisation of the PRENLO-process for the gasification of solid fuels under pressure by development and testing of a new waste heat boiler system. The engineering and construction of a PRENFLO-plant (Pressurized Entrained flow Coal Gasification) with a capacity of 48 t/d Coal throughput at design pressure (Contract LG/018/83/DE) and the execution of the subsequent test programme (Phase 2 of the project; LG/270/85/DE and the present contract, LG/354/87/DE) served to justify the technical and economic risks of commercializing the process on a large industrial scale and demonstrate the long-term availability of the system and of newly developed components. General Information: The PRENFLO process is based on the atmospheric Koppers-Totzek process. This new technology is characterized by high gasifier unit capacity, high thermal efficiency, independence of coal quality, high gas quality and low environmental impact. To demonstrate the PRENFLO process and to test as well as optimize the components of the system a 48 t/d PRENFLO plant was erected on the site of the technology centre of the Saarbergwerke AG in Forstenhausen (Saarland, Germany), project LG/018/83/DE. PRENFLO gasification operates according to the entrained flow principle. Coal dust with a grain size of smaller than100 m is conveyed under pressure, using nitrogen, to a reactor with a water-cooled refractory lining. The gasification agents oxygen and steam are added at the gasifier burners. The gasification of the coal dust, i.e. reactor with a water-cooled refractory lining. The gasification agents oxygen and steam are added at the gasifier burners. The gasification of the coal dust, i.e. the partial oxidation of the carbon to carbon monoxide, takes place in a flame reaction at temperatures of more than 2000 deg. C and a pressure of 24 to 30 bar, the coal substance being converted into CO, H2 and small amounts of CO2. The sulphur content in the coal is converted into H2S and to a limited extent COS, the chlorine into HCl. Coal ash flows as liquid slag out of the gasifier into a water bath and is discharged from there as granulated inert high-temperature slag. Some of the coal ash is removed from the reactor as fly ash together with the raw gas. The raw gas leaves the reactor from the top and is normally quenched with cole and cleaned recycle gas in order to solidify discharged liquid ash particles. The raw gas is further cooled in the waste heat boiler. High pressure steam generation is coupled with the cooling system of the reactor. The steam produced in both systems is passed to super heaters. The downstream raw gas cleaning system comprises a dry dedusting unit, Venturi scrubber, a high-pressure separator and a scrubbing water circulation system with a pressure filter for separation of filter cake and a stripper for waste water purification. In the present programme (LG/255/89/DE) the raw gas leaving the PRENFLO reactor is not
| Organisation | Count |
|---|---|
| Bund | 172 |
| Land | 1 |
| Weitere | 1 |
| Wirtschaft | 11 |
| Wissenschaft | 63 |
| Type | Count |
|---|---|
| Förderprogramm | 170 |
| Text | 3 |
| License | Count |
|---|---|
| Offen | 171 |
| Unbekannt | 2 |
| Language | Count |
|---|---|
| Deutsch | 156 |
| Englisch | 22 |
| Resource type | Count |
|---|---|
| Archiv | 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 |