Kohlevergasung

Während der Vergasung wird die Kohle mit Sauerstoff und Dampf (Wasserdampf) durchgeblasen und gleichzeitig erhitzt (und in einigen Fällen unter Druck gesetzt). Wenn die Kohle durch externe Wärmequellen erhitzt wird, wird der Prozess als “alloothermal” bezeichnet, während der “autotherme” Prozess die Erwärmung der Kohle durch exotherme chemische Reaktionen im Vergaser selbst voraussetzt. Wesentlich ist, dass das zugeführte Oxidationsmittel nicht ausreicht, um den Kraftstoff vollständig zu oxidieren (zu verbrennen). Bei den genannten Reaktionen oxidieren Sauerstoff- und Wassermoleküle die Kohle und erzeugen ein gasförmiges Gemisch aus Kohlendioxid (CO2), Kohlenmonoxid (CO), Wasserdampf (H2O) und molekularem Wasserstoff (H2). (Einige Nebenprodukte wie Teer, Phenole usw. je nach verwendeter Vergasungstechnologie sind auch Endprodukte möglich.) Dieser Prozess wurde in-situ in natürlichen Kohleflözen (als unterirdische Kohlevergasung bezeichnet) und in Kohleraffinerien durchgeführt. Das gewünschte Endprodukt ist normalerweise Synthesegas (d. H. Eine Kombination aus H2 + CO), aber das erzeugte Kohlegas kann auch weiter raffiniert werden, um zusätzliche Mengen an H2 zu erzeugen:

3C (d. H. Kohle) + O2 + H2O → H2 + 3CO

Wenn der Raffinierer Alkane (d. h., Kohlenwasserstoffe in Erdgas, Benzin und Dieselkraftstoff), wird das Kohlegas in diesem Zustand gesammelt und zu einem Fischer-Tropsch-Reaktor geleitet. Wenn jedoch Wasserstoff das gewünschte Endprodukt ist, unterliegt das Kohlegas (hauptsächlich das CO-Produkt) der Wassergasverschiebungsreaktion, bei der durch zusätzliche Reaktion mit Wasserdampf mehr Wasserstoff erzeugt wird:

CO + H2O → CO2 + H2

Obwohl derzeit andere Technologien zur Kohlevergasung existieren, verwenden alle im Allgemeinen die gleichen chemischen Prozesse. Für minderwertige Kohlen (z., “Braunkohlen”), die erhebliche Mengen an Wasser enthalten, gibt es Technologien, bei denen während der Reaktion kein Dampf benötigt wird, wobei Kohle (Kohlenstoff) und Sauerstoff die einzigen Reaktanten sind. Außerdem erfordern einige Kohlevergasungstechnologien keine hohen Drücke. Einige verwenden Kohlenstaub als Brennstoff, während andere mit relativ großen Kohleanteilen arbeiten. Vergasungstechnologien variieren auch in der Art und Weise, wie das Gas zugeführt wird.

Beim “direkten Blasen” wird davon ausgegangen, dass die Kohle und das Oxidationsmittel von den gegenüberliegenden Seiten des Reaktorkanals aufeinander zugeführt werden. In diesem Fall gelangt das Oxidationsmittel durch Koks und (wahrscheinlicher) Asche in die Reaktionszone, wo es mit Kohle interagiert. Das erzeugte heiße Gas passiert dann frischen Brennstoff und erwärmt ihn, während es einige Produkte der thermischen Zerstörung des Brennstoffs wie Teere und Phenole absorbiert. Somit erfordert das Gas eine erhebliche Raffination, bevor es in der Fischer-Tropsch-Reaktion verwendet wird. Produkte der Veredelung sind hochgiftig und erfordern spezielle Einrichtungen für ihre Verwendung. Infolgedessen muss die Anlage, die die beschriebenen Technologien verwendet, sehr groß sein, um wirtschaftlich effizient zu sein. Eine solche Anlage namens SASOL befindet sich in der Republik Südafrika (RSA). Es wurde aufgrund eines Embargos gegen das Land gebaut, das den Import von Öl und Erdgas verhinderte. RSA ist reich an Steinkohle und Anthrazit und konnte die Verwendung des bekannten Hochdruckvergasungsverfahrens “Lurgi” arrangieren, das in Deutschland in der ersten Hälfte des 20.

“Umgekehrtes Blasen” (im Vergleich zu dem vorher beschriebenen Typ, der zuerst erfunden wurde) geht davon aus, dass die Kohle und das Oxidationsmittel von derselben Seite des Reaktors zugeführt werden. In diesem Fall gibt es keine chemische Wechselwirkung zwischen Kohle und Oxidationsmittel vor der Reaktionszone. Das in der Reaktionszone erzeugte Gas passiert feste Vergasungsprodukte (Koks und Asche), und das im Gas enthaltene CO2 und H2O werden zusätzlich chemisch zu CO und H2 zurückgeführt. Im Vergleich zur “Direct Blowing” -Technologie sind keine toxischen Nebenprodukte im Gas vorhanden: Diese werden in der Reaktionszone deaktiviert. Diese Art der Vergasung wurde in der ersten Hälfte des 20.Jahrhunderts entwickelt, zusammen mit dem “direkten Blasen”, aber die Rate der Gasproduktion in ihm ist deutlich niedriger als die in “direkten Blasen” und es gab keine weiteren Bemühungen der Entwicklung der “umgekehrten Blasen” Prozesse bis 1980-s, als eine sowjetische Forschungseinrichtung Katekniugol’ (R& D Institut für die Entwicklung von Kansk-Atschinsk Kohlefeld) begann R&D Aktivitäten, um die Technologie jetzt als “TERMOKOKS-S” Prozess bekannt zu produzieren. Der Grund für die Wiederbelebung des Interesses an dieser Art von Vergasungsverfahren ist, dass es ökologisch sauber ist und in der Lage ist, zwei Arten nützlicher Produkte (gleichzeitig oder getrennt) herzustellen: Gas (entweder brennbar oder Synthesegas) und Koks mittlerer Temperatur. Ersteres kann als Brennstoff für Gaskessel und Dieselgeneratoren oder als Synthesegas zur Herstellung von Benzin usw. verwendet werden., letzteres – als technologischer Brennstoff in der Metallurgie, als chemisches Absorptionsmittel oder als Rohstoff für Haushaltsbrennstoffbriketts. Die Verbrennung des Produktgases in Gaskesseln ist ökologisch sauberer als die Verbrennung von Ausgangskohle. Somit ist eine Anlage, die Vergasungstechnologie mit dem “umgekehrten Blasen” verwendet, in der Lage, zwei wertvolle Produkte herzustellen, von denen eines relativ null Produktionskosten hat, da letzteres durch einen wettbewerbsfähigen Marktpreis des anderen abgedeckt ist. Als die Sowjetunion und ihr KATEKNIIUgol aufhörten zu existieren, wurde die Technologie von den einzelnen Wissenschaftlern übernommen, die sie ursprünglich entwickelt hatten, und wird nun in Russland weiter erforscht und weltweit kommerziell vertrieben. Es ist bekannt, dass Industrieanlagen, die es verwenden, in Ulaan-Baatar (Mongolei) und Krasnojarsk (Russland) funktionieren.

Druckluftbett Vergasungstechnologie durch die gemeinsame Entwicklung zwischen Wison Group und Shell (Hybrid) erstellt. Beispielsweise: Hybrid ist eine fortschrittliche Kohlenstaub-Vergasungstechnologie, diese Technologie kombiniert mit den bestehenden Vorteilen des Shell-SCGP-Abhitzekessels, umfasst mehr als nur ein Fördersystem, Kohlenstaub-Druckvergasungsbrenneranordnung, seitliche Jet-Brenner-Membran-Typ Wasserwand, und die intermittierende Entladung wurde vollständig validiert in der bestehenden SCGP-Anlage wie reife und zuverlässige Technologie, zur gleichen Zeit, es entfernt die bestehenden Prozesskomplikationen und in der Synthesegas-Kühler (Abfallwanne) und Filter, die leicht versagt, und kombiniert die aktuellen bestehenden Prozesskomplikationen und in der vergasungstechnologie, die im synthetischen Gaslöschprozess weit verbreitet ist. Es behält nicht nur den ursprünglichen Shell-SCGP-Abhitzekessel der Kohleeigenschaften der starken Anpassungsfähigkeit und der Fähigkeit bei, leicht zu skalieren, sondern absorbiert auch die Vorteile der vorhandenen Quenchtechnologie.

Unterirdische Kohlevergasungbearbeiten

Die unterirdische Kohlevergasung (UCG) ist ein industrieller Vergasungsprozess, der in nicht abgebauten Kohleflözen durchgeführt wird. Dabei wird ein gasförmiges Oxidationsmittel, normalerweise Sauerstoff oder Luft, injiziert und das resultierende Produktgas durch von der Oberfläche gebohrte Produktionsbohrlöcher an die Oberfläche gebracht. Das Produktgas kann als chemischer Rohstoff oder als Brennstoff für die Stromerzeugung verwendet werden. Die Technik kann auf Ressourcen angewendet werden, deren Gewinnung sonst nicht wirtschaftlich ist. Es bietet auch eine Alternative zu herkömmlichen Kohlebergbaumethoden. Im Vergleich zum traditionellen Kohlebergbau und der Vergasung hat UCG weniger ökologische und soziale Auswirkungen, obwohl Umweltbedenken bestehen, einschließlich des Potenzials einer Kontamination der Grundwasserleiter.

Kohlenstoffabscheidungstechnologiebearbeiten

Die Abscheidung, Nutzung und Sequestrierung (oder Speicherung) von Kohlenstoff wird zunehmend in modernen Kohlevergasungsprojekten eingesetzt, um das Problem der Treibhausgasemissionen im Zusammenhang mit der Verwendung von Kohle und kohlenstoffhaltigen Brennstoffen anzugehen. In dieser Hinsicht hat die Vergasung einen erheblichen Vorteil gegenüber der herkömmlichen Verbrennung von abgebauter Kohle, bei der das bei der Verbrennung entstehende CO2 durch Stickstoff und Restsauerstoff im Verbrennungsabgas mit nahem Umgebungsdruck erheblich verdünnt wird, was die Abscheidung des CO2 relativ schwierig, energieintensiv und teuer macht (dies wird als “Nachverbrennung” bezeichnet) CO2-Abscheidung).

Bei der Vergasung hingegen wird den Vergasern normalerweise Sauerstoff zugeführt und gerade genug Brennstoff verbrannt, um die Wärme zur Vergasung des Restes bereitzustellen; darüber hinaus wird die Vergasung häufig bei erhöhtem Druck durchgeführt. Das resultierende Synthesegas hat typischerweise einen höheren Druck und wird nicht durch Stickstoff verdünnt, was eine viel einfachere, effizientere und kostengünstigere Entfernung von CO2 ermöglicht. Die einzigartige Fähigkeit des kombinierten Zyklus zur einfachen Entfernung von CO2 aus dem Synthesegas vor seiner Verbrennung in einer Gasturbine (sogenannte “CO2-Abscheidung vor der Verbrennung”) oder seiner Verwendung in der Synthese von Kraftstoffen oder Chemikalien ist einer seiner wesentlichen Vorteile gegenüber herkömmlichen Kohleverwertungssystemen.

CO2 capture technology optionenbearbeiten

Alle auf Kohlevergasung basierenden Umwandlungsprozesse erfordern die Entfernung von Schwefelwasserstoff (H2S; ein saures Gas) aus dem Synthesegas als Teil der Gesamtanlagenkonfiguration. Typische Verfahren zur Sauergasentfernung (AGR), die zur Vergasung eingesetzt werden, sind entweder ein chemisches Lösungsmittelsystem (z. B. Aminogasbehandlungssysteme auf Basis von MDEA) oder ein physikalisches Lösungsmittelsystem (z.B. Rectisol oder Selexol). Die Prozessauswahl hängt hauptsächlich von der Syngasreinigungsanforderung und den Kosten ab. Konventionelle chemisch-physikalische AGR-Prozesse mit MDEA, Rectisol oder Selexol sind kommerziell bewährte Technologien und können zur selektiven Entfernung von CO2 zusätzlich zu H2S aus einem Synthesegasstrom ausgelegt werden. Zur signifikanten Abscheidung von CO2 aus einer Vergasungsanlage (z. > 80%) muss das CO im Synthesegas zunächst über einen Wasser-Gas-Shift (WGS)-Schritt vor der AGR-Anlage in CO2 und Wasserstoff (H2) umgewandelt werden.

Für Vergasungsanwendungen oder den integrierten Vergasungs-Kombizyklus (IGCC) sind die Anlagenmodifikationen, die erforderlich sind, um die Fähigkeit zur CO2-Abscheidung hinzuzufügen, minimal. Das von den Vergasern erzeugte Synthesegas muss durch verschiedene Verfahren zur Entfernung von Verunreinigungen, die sich bereits im Gasstrom befinden, behandelt werden, so dass zur Entfernung von CO2 lediglich die erforderliche Ausrüstung, ein Absorber und ein Regenerator, zu diesem Prozesszug hinzugefügt werden muss.

Bei Verbrennungsanwendungen müssen Änderungen am Abgasstapel vorgenommen werden, und aufgrund der geringeren CO2-Konzentrationen im Abgas müssen viel größere Mengen an Gesamtgas verarbeitet werden, was größere und teurere Geräte erfordert.

IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) -basierte Projekte in den Vereinigten Staaten mit CO2-Abscheidung und -nutzung / -speicherung

Das Kemper-Projekt von Mississippi Power wurde als IGCC-Anlage mit Braunkohle konzipiert, die netto 524 MW Strom aus Synthesegas erzeugt und gleichzeitig über 65% des mit dem Selexol-Verfahren erzeugten CO2 abscheidet. Die Technologie der Kemper-Anlage, die Transportintegrierte Vergasung (TRIG), wurde von KBR entwickelt und lizenziert. Das CO2 wird per Pipeline zu erschöpften Ölfeldern in Mississippi geschickt, um die Ölgewinnung zu verbessern. Die Anlage verfehlte alle ihre Ziele und Pläne für die Erzeugung von “sauberer Kohle” wurden im Juli 2017 aufgegeben. Es wird erwartet, dass die Anlage nur Erdgas verbrennt.

Hydrogen Energy California (HECA) wird eine IGCC-Polygenerationsanlage mit 300 MW Strom, Kohle und Petrolkoks sein (die Wasserstoff sowohl für die Stromerzeugung als auch für die Düngemittelherstellung produziert). Neunzig Prozent des produzierten CO2 werden eingefangen (mit Rectisol) und zum Elk Hills Oil Field für EOR transportiert, wodurch 5 Millionen zusätzliche Barrel einheimisches Öl pro Jahr gewonnen werden können. Am 4. März 2016 ordnete die California Energy Commission die Einstellung des HECA-Antrags an.

Das Texas Clean Energy Project (TCEP) von Summit wird ein kohlebetriebenes, IGCC-basiertes 400-MW-Strom- / Polygenerationsprojekt sein (das auch Harnstoffdünger produziert), das 90% seines CO2 in der Vorverbrennung mit dem Rectisol-Verfahren abscheidet. Das CO2, das nicht in der Düngemittelherstellung verwendet wird, wird für eine verbesserte Ölrückgewinnung im West Texas Permian Basin verwendet.

Anlagen wie das Texas Clean Energy Project, die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung einsetzen, wurden als Teil- oder Zwischenlösung für Regulierungsprobleme angepriesen, wenn sie durch verbessertes Design und Massenproduktion wirtschaftlich rentabel gemacht werden können. Aufgrund gestiegener Kosten gab es Widerstand von Regulierungsbehörden und Steuerzahlern; und von Umweltschützern wie Bill McKibben, die jede fortgesetzte Verwendung fossiler Brennstoffe als kontraproduktiv betrachten.