Integrierter Vergasungskombinationszyklus – Wikipedia

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Ein kombinierter Vergasungszyklus ((IGCC) ist eine Technologie, die einen Hochdruckvergaser verwendet, um Kohle und andere Brennstoffe auf Kohlenstoffbasis in Druckgas umzuwandeln – Synthesegas (Synthesegas). Es kann dann vor dem Stromerzeugungszyklus Verunreinigungen aus dem Synthesegas entfernen. Einige dieser Schadstoffe wie Schwefel können durch den Claus-Prozess in wiederverwendbare Nebenprodukte umgewandelt werden. Dies führt zu geringeren Emissionen von Schwefeldioxid, Partikeln, Quecksilber und in einigen Fällen Kohlendioxid. Mit zusätzlichen Prozessanlagen kann eine Wasser-Gas-Shift-Reaktion die Vergasungseffizienz erhöhen und die Kohlenmonoxidemissionen reduzieren, indem sie in Kohlendioxid umgewandelt wird. Das aus der Shift-Reaktion resultierende Kohlendioxid kann durch Sequestrierung abgetrennt, komprimiert und gespeichert werden. Überschüssige Wärme aus der Erzeugung von Primärverbrennung und Synthesegas wird dann an einen Dampfkreislauf weitergeleitet, ähnlich einer Gasturbine mit kombiniertem Kreislauf. Dieser Prozess führt zu einer verbesserten thermodynamischen Effizienz im Vergleich zur herkömmlichen Kohlenstaubverbrennung.

Bedeutung[edit]

Kohle ist in den USA und vielen anderen Ländern im Überfluss vorhanden, und ihr Preis ist in den letzten Jahren relativ konstant geblieben. Von den traditionellen fossilen Brennstoffen – Öl, Kohle und Erdgas – wird Kohle als Rohstoff für 40% der weltweiten Stromerzeugung verwendet. Der Verbrauch fossiler Brennstoffe und sein Beitrag zu weitreichenden, schädlichen Umweltveränderungen werden insbesondere angesichts des Pariser Abkommens zu einem dringenden Problem. Insbesondere Kohle enthält mehr CO2 pro BTU als Öl oder Erdgas und ist für 43% des CO verantwortlich2 Emissionen aus der Kraftstoffverbrennung. Daher werden die geringeren Emissionen, die die IGCC-Technologie durch Vergasung und Kohlenstoffabscheidung vor der Verbrennung ermöglicht, diskutiert, um die oben genannten Bedenken auszuräumen.[1]

Operationen[edit]

Unten sehen Sie ein schematisches Flussdiagramm einer IGCC-Anlage:

Blockdiagramm des IGCC-Kraftwerks, das das HRSG verwendet

Der Vergasungsprozess kann Synthesegas aus einer Vielzahl von kohlenstoffhaltigen Rohstoffen wie schwefelreicher Kohle, schweren Erdölrückständen und Biomasse erzeugen.

Die Pflanze heißt integriert weil (1) das im Vergasungsabschnitt erzeugte Synthesegas als Brennstoff für die Gasturbine im kombinierten Kreislauf verwendet wird und (2) der von den Synthesegaskühlern im Vergasungsabschnitt erzeugte Dampf von der Dampfturbine im kombinierten Kreislauf verwendet wird. In diesem Beispiel wird das erzeugte Synthesegas als Brennstoff in einer Gasturbine verwendet, die elektrischen Strom erzeugt. In einem normalen kombinierten Zyklus wird in einem Wärmerückgewinnungsdampferzeuger (HRSG) sogenannte “Abwärme” aus dem Gasturbinenabgas verwendet, um Dampf für den Dampfturbinenzyklus zu erzeugen. Eine IGCC-Anlage verbessert die Gesamteffizienz des Prozesses, indem der durch den Vergasungsprozess erzeugte Dampf mit höherer Temperatur dem Dampfturbinenkreislauf hinzugefügt wird. Dieser Dampf wird dann in Dampfturbinen verwendet, um zusätzliche elektrische Energie zu erzeugen.

IGCC-Anlagen sind im Vergleich zu herkömmlichen Kohlekraftwerken aufgrund ihres hohen thermischen Wirkungsgrads, der geringen CO2-freien Treibhausgasemissionen und der Fähigkeit zur Verarbeitung von minderwertiger Kohle vorteilhaft. Zu den Nachteilen zählen höhere Kapital- und Wartungskosten sowie die Menge an CO2, die ohne Vorverbrennung freigesetzt wird.[2]

Prozessübersicht[edit]

  • Die feste Kohle wird vergast, um Synthesegas oder synthetisches Gas zu erzeugen. Synthesegas wird durch Vergasen von Kohle in einem geschlossenen Druckreaktor mit Sauerstoffmangel synthetisiert. Der Sauerstoffmangel sorgt dafür, dass Kohle durch Hitze und Druck abgebaut wird und nicht vollständig verbrannt wird. Die chemische Reaktion zwischen Kohle und Sauerstoff erzeugt ein Produkt, das eine Mischung aus Kohlenstoff und Wasserstoff oder Synthesegas ist. C.xH.y + (x / 2) O.2 → (x) CO2 + (y / 2) H.2
  • Die Wärme aus der Erzeugung von Synthesegas wird zur Erzeugung von Dampf aus Kühlwasser verwendet, der dann zur Stromerzeugung aus Dampfturbinen verwendet wird.
  • Das Synthesegas muss einen Trennungsprozess vor der Verbrennung durchlaufen, um CO zu entfernen2 und andere Verunreinigungen, um einen gereinigten Kraftstoff zu erzeugen. Für die Trennung von Verunreinigungen sind drei Schritte erforderlich:[3]
  1. Wasser-Gas-Shift-Reaktion. Die Reaktion, die in einem Wasser-Gas-Shift-Reaktor stattfindet, ist CO + H.2Ö
  2. Physikalischer Trennungsprozess. Dies kann durch verschiedene Mechanismen wie Absorption, Adsorption oder Membrantrennung erfolgen.
  3. Trocknen, Komprimieren und Lagerung / Versand.
  • Das entstehende Synthesegas treibt eine Verbrennungsturbine an, die Strom erzeugt. Zu diesem Zeitpunkt ist das Synthesegas ziemlich reines H.2.

Vorteile und Nachteile[edit]

Ein Hauptnachteil der Verwendung von Kohle als Brennstoffquelle ist die Emission von Kohlendioxid und Schadstoffen, einschließlich Schwefeldioxid, Stickoxiden, Quecksilber und Partikeln. Fast alle Kohlekraftwerke verwenden Kohlenstaubverbrennung, bei der die Kohle gemahlen wird, um die Oberfläche zu vergrößern, sie zu Dampf verbrennt und der Dampf durch eine Turbine zur Stromerzeugung geleitet wird. Pulverisierte Kohlekraftwerke können Kohlendioxid nach der Verbrennung nur dann einfangen, wenn es verdünnt und schwerer zu trennen ist. Im Vergleich dazu ermöglicht die Vergasung in IGCC die Trennung und Abscheidung des konzentrierten und unter Druck stehenden Kohlendioxids vor der Verbrennung. Die Synthesegasreinigung umfasst Filter zum Entfernen von Schüttgütern, Schrubben zum Entfernen feiner Partikel und feste Adsorbentien zur Quecksilberentfernung. Zusätzlich wird Wasserstoffgas als Brennstoff verwendet, der bei der Verbrennung keine Schadstoffe erzeugt.[4]

IGCC verbraucht auch weniger Wasser als herkömmliche Kohlenstaubwerke. In einem Kohlenstaubwerk wird Kohle zur Erzeugung von Dampf verbrannt, der dann zur Stromerzeugung mit einer Dampfturbine verwendet wird. Dann muss das Dampfabgas mit Kühlwasser kondensiert werden und Wasser geht durch Verdunstung verloren. In IGCC wird der Wasserverbrauch durch Verbrennung in einer Gasturbine reduziert, die die erzeugte Wärme nutzt, um Luft auszudehnen und die Turbine anzutreiben. Dampf wird nur zur Erfassung der Wärme aus dem Abgas der Verbrennungsturbine zur Verwendung in einer sekundären Dampfturbine verwendet. Derzeit sind die hohen Kapitalkosten im Vergleich zu anderen Formen der Stromerzeugung der Hauptnachteil.

Installationen[edit]

Das DOE Clean Coal Demonstrationsprojekt[5] half beim Bau von 3 IGCC-Anlagen: Edwarsport Power Station in Edwardsport, Indiana, Polk Power Station in Tampa, Florida (online 1996) und Pinon Pine in Reno, Nevada. Im Reno-Demonstrationsprojekt stellten die Forscher fest, dass die derzeitige IGCC-Technologie nicht mehr als 100 m über dem Meeresspiegel funktionieren würde.[6] Der DOE-Bericht in Referenz 3 erwähnt jedoch keinen Höheneffekt, und die meisten Probleme waren mit dem Extraktionssystem für feste Abfälle verbunden. Die Kraftwerke Wabash River und Polk sind derzeit in Betrieb, nachdem die Probleme beim Start der Demonstration behoben wurden. Das Piñon Pine-Projekt stieß jedoch auf erhebliche Probleme und wurde aufgegeben.

Die Clean Coal Power Initiative (CCPI Phase 2) des US DOE wählte das Kemper-Projekt als eines von zwei Projekten aus, um die Machbarkeit emissionsarmer Kohlekraftwerke zu demonstrieren. Mississippi Power hat 2010 mit dem Bau des Kemper-Projekts in Kemper County, Mississippi, begonnen und wird voraussichtlich 2016 den Betrieb aufnehmen, obwohl es viele Verzögerungen gegeben hat.[7] Im März wurde der geplante Termin von Anfang 2016 bis zum 31. August 2016 weiter verschoben, wodurch sich der Gesamtbetrag um 110 Millionen US-Dollar erhöhte und das Projekt drei Jahre hinter dem Zeitplan zurückblieb. Die elektrische Anlage ist ein Vorzeigeprojekt zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS), bei dem Braunkohle verbrannt und die IGCC-Technologie vor der Verbrennung mit einer projizierten Emissionsabscheidungsrate von 65% verwendet wird.[8]

Die erste Generation von IGCC-Anlagen verschmutzte weniger als die moderne Technologie auf Kohlebasis, verschmutzte aber auch Wasser. Beispielsweise hat die Wabash River Plant zwischen 1998 und 2001 ihre Wassergenehmigung nicht eingehalten[9]

weil es Arsen, Selen und Cyanid emittierte. Das Wabash River Generating Station befindet sich jetzt zu 100% im Besitz der Wabash River Power Association und wird von dieser betrieben.

IGCC wird jetzt als angepriesen Capture Ready und könnte möglicherweise verwendet werden, um Kohlendioxid einzufangen und zu speichern.[10][11] (Siehe FutureGen) Das polnische Kędzierzyn wird in Kürze ein emissionsfreies Kraft- und Chemiefabrik beherbergen, das Kohlevergasungstechnologie mit Carbon Capture & Storage (CCS) kombiniert. Diese Installation war geplant, aber seit 2009 gibt es keine Informationen darüber. Weitere weltweit betriebene IGCC-Anlagen sind Alexander (ehemals Buggenum) in den Niederlanden, Puertollano in Spanien und JGC in Japan.

Das Texas Clean Energy-Projekt plant den Bau einer 400-MW-IGCC-Anlage mit CCUS-Technologie (Carbon Capture, Use and Storage). Das Projekt wird das erste Kohlekraftwerk in den USA sein, das IGCC und 90% Kohlenstoffabscheidung und -speicherung kombiniert. Der kommerzielle Betrieb soll 2018 beginnen.[12]

Im Vergleich zur herkömmlichen Kohlenstoffabscheidung nach der Verbrennung und zu verschiedenen Variationen gibt es mehrere Vor- und Nachteile [13]

Kosten und Zuverlässigkeit[edit]

Ein zentrales Thema bei der Implementierung von IGCC sind die hohen Kapitalkosten, die verhindern, dass es mit anderen Kraftwerkstechnologien konkurriert. Derzeit sind gewöhnliche Kohlenstaubkraftwerke die kostengünstigste Kraftwerksoption. Der Vorteil von IGCC liegt in der einfachen Nachrüstung bestehender Kraftwerke, die die hohen Kapitalkosten ausgleichen könnten. In einem Modell von 2007 ist IGCC mit CCS in allen Fällen das kostengünstigste System. Dieses Modell verglich Schätzungen der ausgeglichenen Stromkosten und ergab, dass IGCC mit CCS 71,9 USD 2005 / MWh, Kohlenstaub mit CCS 88 USD 2005 / MWh und Erdgas-Kombikreis mit CCS 80,6 USD 2005 / MWh kosten. Die ausgeglichenen Stromkosten waren spürbar empfindlich gegenüber den Erdgaspreisen und der Einbeziehung der Kosten für Kohlenstoffspeicherung und -transport.[14]

Der potenzielle Nutzen einer Nachrüstung hat die Kosten von IGCC mit der Technologie zur Kohlenstoffabscheidung bisher nicht ausgeglichen. Ein Bericht der US Energy Information Administration aus dem Jahr 2013 zeigt, dass die Übernachtkosten von IGCC mit CCS seit 2010 um 19% gestiegen sind. Unter den drei Kraftwerkstypen hat Kohlenstaub mit CCS Übernachtkapitalkosten von 5.227 USD (2012 USD) / kW. IGCC mit CCS hat Kapitalkosten über Nacht von 6.599 USD (2012 USD) / kW, und Erdgas-Kombikreislauf mit CCS hat Kapitalkosten über Nacht von 2.095 USD (2012 USD) / kW. Die Kosten für pulverisierte Kohle und NGCC haben sich seit 2010 nicht wesentlich geändert. Der Bericht bezieht sich ferner darauf, dass der Anstieg der IGCC-Kosten um 19% auf jüngste Informationen aus IGCC-Projekten zurückzuführen ist, die über das Budget hinausgegangen sind und mehr als erwartet gekostet haben.[15]

Jüngste Aussagen in Regulierungsverfahren zeigen, dass die Kosten für IGCC doppelt so hoch sind wie von Goddell prognostiziert, von 96 USD auf 104 USD / MWhr.[16][17] Dies erfolgt vor der Hinzufügung der Kohlenstoffabscheidung und -bindung (die Sequestrierung war in den letzten zehn Jahren sowohl bei Weyburn in Kanada (für eine verbesserte Ölrückgewinnung) als auch bei Sleipner in der Nordsee im kommerziellen Maßstab eine ausgereifte Technologie) Es werden zusätzliche Kosten in Höhe von 30 USD / MWh erwartet.[18]

Der Wabash River war aufgrund von Vergaserproblemen wiederholt für lange Strecken ausgefallen. Die Probleme mit dem Vergaser wurden nicht behoben. In späteren Projekten wie dem Mesaba-Projekt von Excelsior wurde ein dritter Vergaser und Zug eingebaut. Im vergangenen Jahr lief der Wabash River jedoch zuverlässig und war mit anderen Technologien vergleichbar oder besser verfügbar.

Das Polk County IGCC hat Designprobleme. Zunächst wurde das Projekt zunächst wegen Korrosion in der Gülleleitung eingestellt, die aufgeschlämmte Kohle aus den Schienenfahrzeugen in den Vergaser einspeiste. Eine neue Beschichtung für das Rohr wurde entwickelt. Zweitens wurde der Thermokoppler in weniger als zwei Jahren ersetzt; ein Hinweis darauf, dass der Vergaser Probleme mit einer Vielzahl von Ausgangsmaterialien hatte; von bituminöser zu subbituminöser Kohle. Der Vergaser wurde auch für Braunkohle mit niedrigerem Rang entwickelt. Drittens ungeplante Ausfallzeiten des Vergasers aufgrund von Problemen mit der feuerfesten Auskleidung, und die Reparatur dieser Probleme war teuer. Der Vergaser wurde ursprünglich in Italien so entworfen, dass er halb so groß ist wie das, was bei Polk gebaut wurde. Neuere Keramikmaterialien können zur Verbesserung der Vergaserleistung und Langlebigkeit beitragen. Das Verständnis der Betriebsprobleme der aktuellen IGCC-Anlage ist erforderlich, um das Design für die IGCC-Anlage der Zukunft zu verbessern. (Polk IGCC Kraftwerk, https://web.archive.org/web/20151228085513/http://www.clean-energy.us/projects/polk_florida.html.) Keim, K., 2009, IGCC Ein Projekt zu Nachhaltigkeitsmanagementsystemen für die Neugestaltung und das Image von Anlagen. Dies ist ein unveröffentlichtes Papier der Harvard University.

General Electric entwirft derzeit eine IGCC-Modellanlage, die eine höhere Zuverlässigkeit einführen soll. Das Modell von GE verfügt über fortschrittliche Turbinen, die für das Kohle-Synthesegas optimiert sind. Die industrielle Vergasungsanlage von Eastman in Kingsport, TN, verwendet einen GE Energy-Festvergaser. Eastman, ein Fortune-500-Unternehmen, baute die Anlage 1983 ohne staatliche oder bundesstaatliche Subventionen und erwirtschaftete einen Gewinn.[19][20]

In Europa gibt es mehrere IGCC-Anlagen auf Raffineriebasis, die nach anfänglichen Shakedown-Perioden eine gute Verfügbarkeit (90-95%) aufweisen. Mehrere Faktoren unterstützen diese Leistung:

  1. Keine dieser Einrichtungen verwendet fortschrittliche Technologie (F. Typ) Gasturbinen.
  2. Alle Anlagen auf Raffineriebasis verwenden Raffinerierückstände anstelle von Kohle als Ausgangsmaterial. Dies beseitigt die Ausrüstung für die Handhabung und Aufbereitung von Kohle und ihre Probleme. Außerdem wird im Vergaser viel weniger Asche erzeugt, was die Reinigung und Ausfallzeiten in den Phasen der Gaskühlung und -reinigung verringert.
  3. Diese Nichtversorgungsanlagen haben die Notwendigkeit erkannt, das Vergasungssystem als eine chemische Vorverarbeitungsanlage zu behandeln, und ihr Betriebspersonal entsprechend umstrukturiert.

Eine weitere IGCC-Erfolgsgeschichte war die 250-MW-Buggenum-Anlage in den Niederlanden, die 1994 in Betrieb genommen und 2013 geschlossen wurde.[21] hatte gute Verfügbarkeit. Diese IGCC-Anlage auf Kohlebasis wurde ursprünglich für die Verwendung von bis zu 30% Biomasse als zusätzliches Ausgangsmaterial konzipiert. Der Eigentümer, NUON, erhielt von der Regierung eine Anreizgebühr für die Nutzung der Biomasse. NUON hat in den Niederlanden eine IGCC-Anlage mit 1.311 MW errichtet, die drei CCGT-Einheiten mit 437 MW umfasst. Das IGCC-Kraftwerk Nuon Magnum wurde 2011 in Betrieb genommen und im Juni 2013 offiziell eröffnet. Mitsubishi Heavy Industries wurde für den Bau des Kraftwerks ausgezeichnet.[22] Nach einem Abkommen mit Umweltorganisationen war es NUON bis 2020 untersagt, die Magnum-Anlage zur Verbrennung von Kohle und Biomasse zu nutzen. Aufgrund der hohen Gaspreise in den Niederlanden sind zwei der drei Einheiten derzeit offline, während die dritte Einheit nur niedrig ist Nutzungsniveaus. Der relativ niedrige Wirkungsgrad von 59% der Magnum-Anlage bedeutet, dass effizientere GuD-Anlagen (wie die Hemweg 9-Anlage) bevorzugt werden, um (Backup-) Strom bereitzustellen.

Eine neue Generation von IGCC-basierten Kohlekraftwerken wurde vorgeschlagen, obwohl noch keine im Bau ist. Projekte werden von AEP, Duke Energy und Southern Company in den USA und in Europa von ZAK / PKE, Centrica (Großbritannien), E.ON und RWE (beide Deutschland) und NUON (Niederlande) entwickelt. In Minnesota ergab die Analyse des US-Handelsministeriums, dass IGCC die höchsten Kosten aufweist und das Emissionsprofil nicht wesentlich besser ist als bei Kohlenstaub. In Delaware hatten die Analyse von Delmarva und State Consultant im Wesentlichen die gleichen Ergebnisse.

Die hohen Kosten von IGCC sind das größte Hindernis für die Integration in den Strommarkt. Die meisten Energiemanager erkennen jedoch, dass die CO2-Regulierung bald kommt. Gesetzentwürfe zur Reduzierung des CO2-Ausstoßes werden sowohl vom Repräsentantenhaus als auch vom Senat erneut vorgeschlagen, und mit der demokratischen Mehrheit ist es wahrscheinlich, dass mit dem nächsten Präsidenten ein größerer Druck auf die Regulierung des CO2-Ausstoßes ausgeübt wird. Die Entscheidung des Obersten Gerichtshofs, wonach die EPA den Kohlenstoff regulieren muss (Commonwealth of Massachusetts et al. Gegen Environmental Protection Agency et al.)[20] spricht auch für die Wahrscheinlichkeit, dass zukünftige Kohlenstoffvorschriften eher früher als später kommen. Mit der Kohlenstoffabscheidung würden die Stromkosten aus einer IGCC-Anlage um ca. 33% steigen. Für ein Erdgas-CC beträgt der Anstieg ungefähr 46%. Bei einem Kohlenstaub beträgt der Anstieg ca. 57%.[23] Dieses Potenzial für eine kostengünstigere Kohlenstoffabscheidung macht IGCC zu einer attraktiven Wahl, um kostengünstige Kohle in einer kohlenstoffarmen Welt als verfügbare Brennstoffquelle zu halten. Die Branche benötigt jedoch viel mehr Erfahrung, um die Risikoprämie zu senken. IGCC mit CCS erfordert ein Mandat, einen höheren CO2-Marktpreis oder einen rechtlichen Rahmen, um die Branche angemessen zu motivieren.[24]

In Japan betreiben Elektrizitätsunternehmen in Zusammenarbeit mit Mitsubishi Heavy Industries seit Anfang der 90er Jahre eine IGCC-Pilotanlage mit 200 t / d. Im September 2007 haben sie in Nakoso eine 250-MW-Demo-Anlage in Betrieb genommen. Es wird nur mit luftgeblasener (nicht mit Sauerstoff) Trockenfutterkohle betrieben. Es verbrennt PRB-Kohle mit einem unverbrannten Kohlenstoffgehalt von <0,1% und ohne festgestellte Auswaschung von Spurenelementen. Es beschäftigt nicht nur F. Typ Turbinen aber G Typ auch. (siehe Gasification.org Link unten)

IGCC-Anlagen der nächsten Generation mit CO2 Es wird erwartet, dass die Erfassungstechnologie aufgrund vereinfachter Systeme im Vergleich zu herkömmlichem IGCC einen höheren thermischen Wirkungsgrad aufweist und die Kosten niedrig hält. Das Hauptmerkmal ist, dass anstelle von Sauerstoff und Stickstoff zur Vergasung von Kohle Sauerstoff und CO verwendet werden2. Der Hauptvorteil besteht darin, dass es möglich ist, die Leistung der Kaltgaseffizienz zu verbessern und den unverbrannten Kohlenstoff (Kohle) zu reduzieren.

Als Referenz für die Effizienz des Triebwerks:

  • Mit der Gasturbine Frame E, einer 30-bar-Quenchgaskühlung, einer Kalttemperatur-Gasreinigung und einem 2-stufigen HRSC kann eine Energieeffizienz von rund 38% erreicht werden.
  • Mit der Gasturbine Frame F, dem 60-bar-Vergaser, der Kalttemperatur-Gasreinigung und der HRSC mit 3 Stufen + relativer Luftfeuchtigkeit kann eine Energieeffizienz von ca. 45% erreicht werden.
  • Die neueste Entwicklung von Frame G-Gasturbinen, die ASU-Luftintegration und die Hochtemperaturentschwefelung können die Leistung noch weiter steigern.[25]

Der CO2 In diesem System wird aus Gasturbinenabgas extrahiertes Abgas verwendet. Verwendung eines geschlossenen Gasturbinensystems zur Erfassung des CO2 Durch direkte Kompression und Verflüssigung entfällt die Notwendigkeit eines Trenn- und Einfangsystems.[26]

CO2 Erfassung in IGCC[edit]

Vorverbrennung CO2 Entfernung ist viel einfacher als CO2 Entfernung aus dem Rauchgas bei der Nachverbrennung aufgrund der hohen CO-Konzentration2 nach der Wasser-Gas-Shift-Reaktion und dem hohen Druck des Synthesegases. Während der Vorverbrennung in IGCC wird der Partialdruck von CO2 ist fast 1000-mal höher als bei Rauchgas nach der Verbrennung.[27] Aufgrund der hohen CO-Konzentration2 Vor der Verbrennung werden physikalische Lösungsmittel wie Selexol und Rectisol zur Entfernung von CO bevorzugt2 im Vergleich zu chemischen Lösungsmitteln. Physikalische Lösungsmittel absorbieren die sauren Gase ohne chemische Reaktion wie bei herkömmlichen Lösungsmitteln auf Aminbasis. Das Lösungsmittel kann dann regeneriert werden und das CO2 desorbiert, indem der Druck reduziert wird. Das größte Hindernis bei physikalischen Lösungsmitteln ist die Notwendigkeit, das Synthesegas vor der Trennung abzukühlen und anschließend zur Verbrennung wieder zu erhitzen. Dies erfordert Energie und verringert die Gesamteffizienz der Anlage.[27]

Testen[edit]

Nationale und internationale Testcodes werden verwendet, um die Verfahren und Definitionen zu standardisieren, die zum Testen von IGCC-Kraftwerken verwendet werden. Die Auswahl des zu verwendenden Testcodes ist eine Vereinbarung zwischen dem Käufer und dem Hersteller und hat eine gewisse Bedeutung für das Design der Anlage und der zugehörigen Systeme. In den USA veröffentlichte die American Society of Mechanical Engineers 2006 den Leistungstestcode für IGCC-Kraftwerke (PTC 47), der Verfahren zur Bestimmung der Menge und Qualität von Brenngas anhand von Durchflussrate, Temperatur, Druck und Zusammensetzung enthält , Heizwert und sein Gehalt an Verunreinigungen.[28]

IGCC-Emissionskontroverse[edit]

2007 forderte die Generalstaatsanwaltschaft von New York eine vollständige Offenlegung der “finanziellen Risiken durch Treibhausgase” gegenüber den Aktionären von Elektrizitätsunternehmen, die die Entwicklung von IGCC-Kohlekraftwerken vorschlagen. “Eine der mehreren neuen oder wahrscheinlichen Regulierungsinitiativen für CO2 Emissionen aus Kraftwerken – einschließlich staatlicher Kohlenstoffkontrollen, EPA-Vorschriften nach dem Clean Air Act oder der Verabschiedung von Gesetzen zur globalen Erwärmung des Bundes – würden die kohlenstoffintensive Kohleerzeugung erheblich kosten. “[29] Die US-Senatorin Hillary Clinton aus New York hat vorgeschlagen, dass diese vollständige Offenlegung des Risikos von allen börsennotierten Energieversorgungsunternehmen im ganzen Land verlangt wird.[30] Diese ehrliche Offenlegung hat begonnen, das Interesse der Anleger an allen Arten der Entwicklung von Kohlekraftwerken mit bestehender Technologie, einschließlich IGCC, zu verringern.

Senator Harry Reid (Mehrheitsführer des US-Senats 2007/2008) erklärte auf dem Clean Energy Summit 2007, er werde alles tun, um den Bau der geplanten neuen IGCC-Kohlekraftwerke in Nevada zu stoppen. Reid möchte, dass Versorgungsunternehmen in Nevada anstelle von Kohletechnologien in Solarenergie, Windenergie und Geothermie investieren. Reid erklärte, dass die globale Erwärmung Realität sei und nur ein vorgeschlagenes Kohlekraftwerk dazu beitragen würde, indem sieben Millionen Tonnen Kohle pro Jahr verbrannt würden. Die langfristigen Gesundheitskosten wären viel zu hoch, behauptete er (keine Quelle angegeben). “Ich werde alles tun, um diese Pflanzen zu stoppen.”, Sagte er. “Es gibt keine saubere Kohletechnologie. Es gibt eine sauberere Kohletechnologie, aber es gibt keine saubere Kohletechnologie.”[31]

Eine der effizientesten Möglichkeiten zur Behandlung des H.2S-Gas aus einer IGCC-Anlage wird durch Umwandlung in Schwefelsäure in einem WSA-Verfahren mit Nassgas-Schwefelsäure-Verfahren umgewandelt. Die Mehrheit der H.2S-Aufbereitungsanlagen verwenden das modifizierte Claus-Verfahren, da die Schwefelmarktinfrastruktur und die Transportkosten von Schwefelsäure gegenüber Schwefel für die Schwefelproduktion sprechen.

Siehe auch[edit]

Verweise[edit]

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  2. ^ Padurean, Anamaria (5. Juli 2011). “Kohlendioxidabscheidung vor der Verbrennung durch Gas-Flüssigkeits-Absorption für Kombikraftwerke mit integrierter Vergasung”. Internationale Zeitschrift für Treibhausgaskontrolle. 7: 1. doi:10.1016 / j.ijggc.2011.12.007. Abgerufen 28. April 2016.
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Externe Links[edit]