DE102009055617A1 - STIG-Prozess mit Pre-Combustion-CO2-Abscheidung - Google Patents

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Abstract

Der STIG-Prozess mit Pre-Combustion-Abscheidung des COvermeidet den Austritt der CO-Emissionen von Kraftwerken und Heizkraftwerken in die Atmosphäre. Das bei der Verbrennung entstehende COverlässt den Prozess in flüssigem oder hoch verdichtetem Zustand und wird zu CO-Lagerstätten weitertransportiert. Der STIG-Prozess mit Pre-Combustion-CO-Abscheidung ist durch folgende Verfahrensschritte gekennzeichnet, - Verfahrensschritt 1 - Brennstoffvergasung Die Vergasung des eingesetzten Brennstoffs erfolgt in den Umsetzungsstufen Brennstoffreformierung, Gasreinigung und Wassergas-Shift-Reaktion. Das so erzeugte Synthesegas besteht im brennbaren Anteil fast ausschließlich aus Hund im nicht brennbaren Anteil fast ausschließlich aus COund N. - Verfahrensschritt 2 - CO-Abscheidung Das Abscheiden des im Synthesegas enthaltenen COkann entweder durch eine physikalische Wäsche oder durch Kondensation des COerfolgen. Nach Abscheiden des COsteht für den Kraftwerksprozess ein Brenngas zur Verfügung, das fast ausschließlich aus Hund Nbesteht. - Verfahrensschritt 3 - CO-Verdichtung und Lagerung Das abgeschiedene COwird hoch verdichtet und in eine CO-Lagerstätte transportiert. - Verfahrensschritt 4 - STIG-Prozess Das aus Hund Nbestehende Brenngas wird in der Brennkammer einer STIG-Turbine (Steam-Injekted-Gas-Turbine) unter Zugabe von Wasserdampf verbrannt und für die Erzeugung elektrischer Energie genutzt. ...

Description

  • Stand der Technik
  • Bekannte Verfahren zur CO2-Abtrennung in Kraftwerken
  • Es befinden sich derzeit mehrere Verfahren der CO2-Abtrennung in Entwicklung und Erprobung. Die Verfahren zur CO2-Abscheidung werden in die Gruppen
    • – Post-Combustion (Abtrennung des CO2 nach der Verbrennung)
    • – Pre-Combustion (Abtrennung des CO2 vor der Verbrennung) und
    • – Oxy-Fuel-Verfahren (Verbrennung mit fast reinem Sauerstoff) eingeteilt.
  • Die in Entwicklung befindlichen Verfahren zur Pre-Combustion Abscheidung des CO2 sehen einen Systemaufbau vor, in dem der Brennstoff (In erster Linie ist an Kohle gedacht) mit aus der Luft abgetrenntem Sauerstoff vergast wird. Dabei entsteht ein Synthesegas, welches überwiegend aus H2 und CO besteht. Durch Zugabe von Wasserdampf soll in einem Wassergas-Shift-Reaktor das CO zu CO2 umgesetzt und weiteres H2 generiert werden. Die anschließende Abtrennung des CO2 soll eine Gaswäsche übernehmen. Das so gewonnene sehr wasserstoffhaltige Synthesegas soll in einem Gas- und Dampfturbinenprozess zur Elektrizitätserzeugung genutzt werden. (vgl. „Verfahren zur CO2-Abscheidung und -Speicherung – Zusammenfassung" Forschungsbericht 203 41 110 UBA-FB 000938 S. 12 ff.)
  • Einen STIG-Prozess mit integrierter CO2-Abscheidung im Oxy-Fuel-Verfahren hat der Verfasser mit Patentanmeldung 10 2009 017 131.2 beschrieben. Dieses Verfahren setzt zur Verbrennung im Gasturbinenprozess fast vollständig aus Sauerstoff bestehende Restluft ein. Das Verfahren arbeitet mit einem Arbeitsgas, das fast ausschließlich aus CO2 und Wasserdampf besteht. Dabei wird in den Gasturbinenprozess so viel Dampf zugemischt wird, dass die werkstoffabhängigen Höchsttemperaturen in der Brennkammer und der Gasturbine nicht überschritten werden. Der für den Prozess erforderliche Dampf wird aus den heißen Turbinenabgasen mit Hilfe eines Abhitzedampfkessels regenerativ erzeugt. Die Abtrennung des Wasseranteils im Abgas ist durch einfache Trocknung ohne großen Energieaufwand möglich, so dass das nach Trocknung fast ausschließlich aus CO2 bestehende Abgas ohne weitere Behandlung zur Speicherung hoch verdichtet oder verflüssigt werden kann.
  • Mit Patentanmeldung 10 2009 032 718.5 hat der Patentanmelder kombinierte STIG-Prozesse mit CO2-Abscheidung im Oxy-Fuel-Verfahren beschrieben. Diese kombinierten Kraftwerksprozesse verwenden zur Verbrennung fast ausschließlich aus Sauerstoff bestehende Restluft. Die Energie für den im Verfahren benötigten Prozessdampf wird in Abhitzekesseln aus Abwärme regenerativ bereitgestellt. Hierzu wird sowohl die Abwärme der Turbinenabgase, die Abwärme des Luftverdichters der Lufttrennungsanlage und die Abwärme des CO2-Verdichters genutzt wird. Der STIG-Prozess wird mit einem Hochdruckdampfturbinenprozess kombiniert, in dem der Prozessdampf vor Eintritt in den Gasturbinenzyklus in einer Dampfturbine entspannt wird.
  • Probleme und Verbesserung der Verfahren zur Abtrennung von CO2
  • Die bekannten Verfahren zur Abtrennung von CO2 befinden sich derzeit entweder in der Erprobungs- oder in der Entwicklungsphase.
  • Nachteilig bei den bekannten Verfahren ist, dass bei den in Entwicklung befindlichen Verfahren im Vergleich mit den eingeführten Kraftwerkstechniken eine deutliche Verschlechterung des Wirkungsgrades eintritt, verbunden mit deutlich erhöhtem Verbrauch an Primärenergie. Derzeit werden für diese Verfahren Wirkungsgradverluste von 8–18% errechnet (vgl. „Verfahren zur CO2-Abscheidung und -Speicherung-Zusammenfassung" Forschungsbericht 203 41 110 UBA-FB 000938 S. 15).
  • Aufgabe der Erfindung ist es daher, ein Verfahren zum Abscheiden von CO2 in Kraftwerksprozessen zu entwickeln, in dem der Wirkungsgrad des Verfahrens durch das Abscheiden des CO2 nicht oder nur unwesentlich beeinträchtigt wird.
  • Aufbau des STIG-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Der STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung besteht aus folgenden Verfahrensschritten:
  • Verfahrensschritt 1 – Brennstoffvergasung
  • Die Vergasung des eingesetzten Brennstoffs erfolgt in den Umsetzungsstufen
    • – Brennstoffreformierung,
    • – falls erforderlich Gasreinigung und
    • – Wassergas-Shift-Reaktion.
  • Das so erzeugte Synthesegas besteht im brennbaren Anteil fast ausschließlich aus H2 und im nicht brennbaren Anteil fast ausschließlich aus CO2 und N2.
  • Verfahrensschritt 2 – CO2-Abscheidung
  • Das Abscheiden des im Synthesegas enthaltenen CO2 erfolgt entweder durch eine physikalische Wäsche oder durch Kondensation des CO2. Nach Abscheiden des CO2 steht für den Kraftwerksprozess ein Brenngas zur Verfügung, das fast ausschließlich aus H2 und N2 besteht.
  • Verfahrensschritt 3 – CO2-Verdichtung und Lagerung
  • Das abgeschiedene CO2 wird hoch verdichtet und in eine CO2-Lagerstätte transportiert.
  • Verfahrensschritt 4 – STIG-Prozess
  • Das aus H2 und N2 bestehende Brenngas wird in der Brennkammer einer STIG-Turbine (Steam-Injekted-Gas-Turbine) unter Zugabe von Wasserdampf verbrannt und für die Erzeugung elektrischer Energie genutzt. Das Arbeitsgas des Gasturbinenprozesses besteht fast ausschließlich aus H2O und N2 und kann nach Verlassen des Kraftwerksprozesses ohne jegliche Beeinträchtigung der Umwelt emittiert werden.
  • Verfahrensschritt 5 – Dampferzeugung im Abhitzedampfkessel
  • Zur Erzeugung Dampfes für die Brennkammer, die Brennstoffreformierung und den Wassergas-Shift-Reaktor wird die Abwärme der Turbine in einem Abhitzedampfkessel genutzt.
  • Verfahrensschritt 6 (optional) – Kombination der STIG- mit einer Hochdruckdampfturbine
  • Optional kann der Dampf im Abhitzekessel bei hohem Druck erzeugt werden und der Prozessdampf vor Nutung in Brennkammer, Reformer und Wassergas-Shift-Reaktor in einer Hochdruckdampfturbine entspannt werden. Durch die zusätzliche Stromerzeugung in der Hochdruckdampfturbine wird der elektrische Wirkungsgrad des Verfahrens gesteigert.
  • Verfahrensschritt 7 (optional) – Einsatz des STIG-Prozesses in Kraft-Wärme-Koppelung
  • Optional kann die Abwärme des Abhitzekessels in Kraft-Wärmekoppelung für den Wärmebedarf in einem Heiznetz genutzt werden. Durch die zusätzliche Nutzung der Abwärme in einem Heiznetz wird die Ausnutzung der eingesetzten Energie verbessert und der Wirkungsgrad des Verfahrens gesteigert werden.
  • Verfahrensschritt 8 (optional) – Kombination der STIG- mit einer Niedertemperaturturbine
  • Statt der Nutzung der Abwärme des Abhitzekessels in einem Heiznetz ist alternativ auch die Nutzung in einem Niedertemperaturprozess möglich. Als Kraftwerksprozess für die Niedertemperaturnutzung können hierbei der Niederdruckdampfturbinenprozess, der ORC-Prozess oder der Kalina-Prozess zum Einsatz kommen.
  • Die nachstehenden Erläuterungen zum STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung sind wie folgt gegliedert:
  • 1 Aufbaus der kombinierten STIG-Prozesse
    • 1.1 Grundprozess – STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
    • 1.2 Kombinierter STIG- und HDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
    • 1.3 STIG-Prozess in Kraft-Wärme-Koppelung mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
    • 1.4 Kombinierter STIG- und HDD-Prozess in Kraft-Wärme-Koppelung mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
    • 1.5 Kombinierter STIG- und NDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
    • 1.6 Kombinierter STIG-, HDD- und NDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
    • 1.7 Kombinierter STIG- und ORC-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
    • 1.8 Kombinierter STIG-, HDD- und ORC-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
    • 1.9 Kombinierter STIG- und Kalina-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
    • 1.10 Kombinierter STIG-, HDD- und Kalina-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • 2 Brennstoffvergasung
    • 2.1 Vergasung nicht Asche bildender gasförmiger und flüssiger Brennstoffe
    • 2.2 Vergasung Asche bildender fester Brennstoffe
  • 3 CO2-Abscheidung
    • 3.1 CO2-Abscheidung durch physikalische Wäsche
    • 3.2 CO2-Abscheidung durch Kondensation
  • 4 CO2-Verdichtung
    • 4.1 isochore CO2-Verdichtung
    • 4.2 isochore CO2-Verdichtung mit regenerativer Wärmenutzung
  • 1. Aufbaus der kombinierten STIG-Prozesse
  • 1.1 Grundprozess – STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • In 1 ist ein Ausführungsbeispiel für den Grundaufbau des STIG-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung als reiner Kraftwerksprozess ohne Nutzung der Abwärme aus dem Abhitzedampfkessel (Verfahrensschritte 1 bis 5 wie oben beschrieben) dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 1:
    • 1
    Luft
    2
    Luftverdichter
    3
    Brennstoff
    4
    Wärmeübertrager 1 Synthesegas/Brennstoff (niedrige Temperaturstufe)
    5
    Wärmeübertrager 2 Wassergas/Brennstoff (hohe Temperaturstufe)
    6
    Reformer (Wasserdampfvergaser)
    7
    Wassergas-Hauptbestandteile H2, CO, CO2 und N2
    8
    Wassergas-Shift-Reaktor
    9
    Synthesegas-Hauptbestandteile H2, CO2 und N2
    10
    Kühler 1 für Synthesegas
    11
    CO2-Abscheider
    12
    CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    CO2 in hoch verdichtetem, lagerfähigen Zustand
    15
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    16
    Brennkammer
    17
    Gasturbine
    18
    Generator
    19
    Abhitzedampfkessel
    20
    Abgaswärmeübertrager
    21
    Abgas
    22
    Kondensat (H2O)
    23
    Wasseraufbereitung
    24
    Kondensatpumpe
    25
    Entgaser
    26
    Speisewasserpumpe
    27
    Prozessdampf
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • In 11 ist das Energieflussdiagramm für den Grundaufbau des STIG-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung für ein Ausführungsbeispiel mit CO2-Kondensation für 1525°C Verbrennungstemperatur und 22 bar Turbineneingangsdruck dargestellt. Angaben zu Verlusten und Wirkungsgraden sind überwiegend aus vergleichbaren bekannten Kraftwerksprozessen abgeleitet und basieren auch teilweise auf Schätzungen, da es keine Betriebserfahrungen mit dem Verfahren gibt. Der ermittelte elektrische Wirkungsgrad von 45,3%, der bereits den Energieaufwand für das Abscheiden des CO2 berücksichtigt, ist für einen reinen Kraftwerksbetrieb mit nur einem thermodynamischen Prozess ein hervorragendes Ergebnis.
  • Der Grundprozess des STIG-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung weist im Vergleich zu den nachstehend beschriebenen Varianten der kombinierten STIG-Prozesse mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung einen etwas schlechteren elektrischen Wirkungsgrad auf. Er ist jedoch durch die niedrigeren Investitionskosten für verschiedene Einsatzvarianten der wirtschaftlich günstigere Kraftwerksprozess.
  • 1.2. Kombinierter STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Wenn das Schwergewicht des Kraftwerksprozesses auf der Erzeugung elektrischer Energie liegt, ist es zweckmäßig, den in 1 dargestellten Gasturbinenprozess um eine Hochdruckdampfturbine zu ergänzen. In diesem Prozess wird der Prozessdampf im Abhitzekessel bei hohem Druck erzeugt und vor Injektion in den STIG-Prozess in einer Hochdruckdampfturbine entspannt.
  • Die mechanische Arbeit der Hochdruckdampfturbine steht zusätzlich zur Stromerzeugung zur Verfügung und der elektrische Wirkungsgrad des Kraftwerksprozesses wird damit deutlich verbessert.
  • In 2 ist ein Ausführungsbeispiel für den kombinierten STIG- und HDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 2:
    • 1
    Luft
    2
    Luftverdichter
    3
    Brennstoff
    4
    Wärmeübertrager 1 Synthesegas/Brennstoff (niedrige Temperaturstufe)
    5
    Wärmeübertrager 2 Wassergas/Brennstoff (hohe Temperaturstufe)
    6
    Reformer (Wasserdampfvergaser)
    7
    Wassergas-Hauptbestandteile H2, CO, CO2 und N2
    8
    Wassergas-Shift-Reaktor
    9
    Synthesegas-Hauptbestandteile H2, CO2 und N2
    10
    Kühler 1 für Synthesegas
    11
    CO2-Abscheider
    12
    CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    CO2 in hoch verdichtetem, lagerfähigen Zustand
    15
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    16
    Brennkammer
    17
    Gasturbine
    18
    Generator
    19
    Abhitzedampfkessel
    20
    Abgaswärmeübertrager
    21
    Abgas
    22
    Kondensat (H2O)
    23
    Wasseraufbereitung
    24
    Kondensatpumpe
    25
    Entgaser
    26
    Speisewasserpumpen
    27
    Prozessdampf-Hochdruck
    28
    Hochdruckdampfturbine
    29
    Prozessdampf-Mitteldruck
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • In 12 ist das Energieflussdiagramm für den kombinierten STIG- und HDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung für ein Ausführungsbeispiel mit CO2-Kondensation für 1525°C Verbrennungstemperatur und 22 bar Turbineneingangsdruck dargestellt. Angaben zu Verlusten und Wirkungsgraden sind überwiegend aus vergleichbaren bekannten Kraftwerksprozessen abgeleitet und basieren auch teilweise auf Schätzungen, da es keine Betriebserfahrungen mit dem Verfahren gibt. Der ermittelte elektrische Wirkungsgrad von 50,3%, der bereits den Energieaufwand für das Abscheiden des CO2 berücksichtigt, ist für einen reinen Kraftwerksbetrieb ein hervorragendes Ergebnis.
  • Der kombinierte STIG- und HDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung weist im Vergleich zu den nachstehend beschriebenen Varianten, in denen der kombinierte STIG- und HDD-Prozess zusätzlich mit einem Niedertemperaturprozess kombiniert wird, einen niedrigeren elektrischen Wirkungsgrad auf. Der kombinierte STIG- und HDD-Prozess weist jedoch niedrigere Investitionskosten als die mit einem Niedertemperaturprozess kombinierten Varianten auf und ist für verschiedene Einsatzvarianten der wirtschaftlich günstigere Kraftwerksprozess.
  • 1.3. STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in Kraft-Wärme-Kopplung
  • Da das Arbeitsgas den Abhitzedampfkessel mit einer Temperatur von ca. 120°C verlässt und das Arbeitsgas einen sehr hohen Anteil an Wasserdampf enthält, lässt sich die Restenergie des Arbeitsgases sehr gut für die Wärmeerzeugung nutzen.
  • In 3 ist der STIG-Prozess in Kraft-Wärme-Kopplung mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 3:
    • 1
    Luft
    2
    Luftverdichter
    3
    Brennstoff
    4
    Wärmeübertrager 1 Synthesegas/Brennstoff (niedrige Temperaturstufe)
    5
    Wärmeübertrager 2 Wassergas/Brennstoff (hohe Temperaturstufe)
    6
    Reformer (Wasserdampfvergaser)
    7
    Wassergas-Hauptbestandteile H2, CO, CO2 und N2
    8
    Wassergas-Shift-Reaktor
    9
    Synthesegas-Hauptbestandteile H2, CO2 und N2
    10
    Kühler 1 für Synthesegas
    11
    CO2-Abscheider
    12
    CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    CO2 in hoch verdichtetem, lagerfähigen Zustand
    15
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    16
    Brennkammer
    17
    Gasturbine
    18
    Generator
    19
    Abhitzedampfkessel
    20
    Abgaswärmeübertrager
    21
    Heiznetz
    22
    Abgas
    23
    Kondensat (H2O)
    24
    Wasseraufbereitung
    25
    Kondensatpumpe
    26
    Entgaser
    27
    Speisewasserpumpe
    28
    Prozessdampf
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • In 13 ist das Energieflussdiagramm für den STIG-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung und Einsatz der Kraft-Wärme-Koppelung für ein Ausführungsbeispiel mit CO2-Kondensation dargestellt. Angaben zu Verlusten und Wirkungsgraden sind überwiegend aus vergleichbaren bekannten Kraftwerksprozessen abgeleitet und basieren auch teilweise auf Schätzungen, da es keine Betriebserfahrungen mit dem Verfahren gibt. Das dargestellte Energieflussdiagramms basiert auf einem STIG-Prozess mit 1525°C Verbrennungstemperatur und 22 bar Turbineneingangsdruck.
  • Beim Einsatz in Kraft-Wärme-Kopplung ist für die thermische Abwärmenutzung – z. B. in einem Fernwärmenetz – ein Anteil von ca. 47,0% der eingesetzten Primärenergie nutzbar. Mit dem elektrischen Wirkungsgrad von 45,3% wird im STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung und Einsatz der Kraft-Wärme-Koppelung ein Gesamtwirkungsgrad von 92,3% erreicht und damit die eingesetzte Primärenergie fast vollständig genutzt.
  • 1.4 Kombinierter STIG- und HDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-Abscheidung von CO2 in Kraft-Wärme-Koppelung
  • In 4 ist ein Ausführungsbeispiel für den STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in Kraft-Wärme-Koppelung dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 4:
    • 1
    Luft
    2
    Luftverdichter
    3
    Brennstoff
    4
    Wärmeübertrager 1 Synthesegas/Brennstoff (niedrige Temperaturstufe)
    5
    Wärmeübertrager 2 Wassergas/Brennstoff (hohe Temperaturstufe)
    6
    Reformer (Wasserdampfvergaser)
    7
    Wassergas-Hauptbestandteile H2, CO, CO2 und N2
    8
    Wassergas-Shift-Reaktor
    9
    Synthesegas-Hauptbestandteile H2, CO2 und N2
    10
    Kühler 1 für Synthesegas
    11
    CO2-Abscheider
    12
    CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    CO2 in hoch verdichtetem, lagerfähigen Zustand
    15
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    16
    Brennkammer
    17
    Gasturbine
    18
    Generator
    19
    Abhitzedampfkessel
    20
    Abgaswärmeübertrager
    21
    Heiznetz
    22
    Abgas
    23
    Kondensat (H2O)
    24
    Wasseraufbereitung
    25
    Kondensatpumpe
    26
    Entgaser
    27
    Speisewasserpumpen
    28
    Prozessdampf-Hochdruck
    29
    Hochdruckdampfturbine
    30
    Prozessdampf-Mitteldruck
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • In 14 ist das Energieflussdiagramm für den kombinierten STIG- und HDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung und Einsatz der Kraft-Wärme-Koppelung für ein Ausführungsbeispiel mit CO2-Kondensation dargestellt. Angaben zu Verlusten und Wirkungsgraden sind überwiegend aus vergleichbaren bekannten Kraftwerksprozessen abgeleitet und basieren auch teilweise auf Schätzungen, da es keine Betriebserfahrungen mit dem Verfahren gibt.
  • Das dargestellte Energieflussdiagramms basiert auf einem STIG-Prozess mit 1525°C Verbrennungstemperatur und 22 bar Turbineneingangsdruck. Der ermittelte elektrische Wirkungsgrad von 50,3% berücksichtigt bereits den Energieaufwand für das Abscheiden des CO2.
  • Beim Einsatz in Kraft-Wärme-Kopplung wird durch die thermische Abwärmenutzung – z. B. in einem Fernwärmenetz – ein thermischer Wirkungsgrad von ca. 42,1% erreicht. Damit wird im kombinierten STIG- und HDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in Kraft-Wärme-Koppelung ein Gesamtwirkungsgrad von 92,4% erreicht und damit die eingesetzte Primärenergie fast vollständig genutzt.
  • 1.5. Kombinierter STIG- und NDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • In 5 ist ein Ausführungsbeispiel für den STIG- Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung von in Kombination mit einem Niederdruckdampfturbinenprozess dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 5:
    • 1
    Luft
    2
    Luftverdichter
    3
    Brennstoff
    4
    Wärmeübertrager 1 Synthesegas/Brennstoff (niedrige Temperaturstufe)
    5
    Wärmeübertrager 2 Wassergas/Brennstoff (hohe Temperaturstufe)
    6
    Reformer (Wasserdampfvergaser)
    7
    Wassergas-Hauptbestandteile H2, CO, CO2 und N2
    8
    Wassergas-Shift-Reaktor
    9
    Synthesegas-Hauptbestandteile H2, CO2 und N2
    10
    Kühler 1 für Synthesegas
    11
    CO2-Abscheider
    12
    CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    CO2 in hoch verdichtetem, lagerfähigen Zustand
    15
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    16
    Brennkammer
    17
    Gasturbine
    18
    Generator
    19
    Abhitzehochdruckdampfkessel
    20
    Abhitzeniederdruckdampfkessel
    21
    Abgas
    22
    Kondensat (H2O)
    23
    Wasseraufbereitung
    24
    Kondensatpumpe
    25
    Entgaser
    26
    Speisewasserpumpe
    27
    Prozessdampf
    28
    Niederdruckdampfturbine
    29
    Generator
    30
    Kondensator
    31
    Speisewasserpumpe
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • In 15 ist das Energieflussdiagramm für den kombinierten STIG- und NDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung für ein Ausführungsbeispiel mit CO2-Kondensation dargestellt. Angaben zu Verlusten und Wirkungsgraden sind überwiegend aus vergleichbaren bekannten Kraftwerksprozessen abgeleitet und basieren auch teilweise auf Schätzungen, da es keine Betriebserfahrungen mit dem Verfahren gibt.
  • Das dargestellte Energieflussdiagramm basiert auf einem STIG-Prozess mit 1525°C Verbrennungstemperatur und 22 bar Turbineneingangsdruck. Der ermittelte elektrische Wirkungsgrad von 52,0%, der bereits den Energieaufwand für das Abscheiden des CO2 berücksichtigt, ist für einen Kraftwerksbetrieb ein hervorragendes Ergebnis.
  • Bessere Ergebnisse (wie beim kombinierten STIG-, HDD- und NDD-Prozess) lassen sich nur durch höhere Investitionskosten erreichen.
  • 1.6. Kombinierter STIG-, HDD- und NDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • In 6 ist ein Ausführungsbeispiel für den Aufbau des kombinierten STIG-, Hochdruckdampf- und Niederdruckdampfturbinenprozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 6:
    • 1
    Luft
    2
    Luftverdichter
    3
    Brennstoff
    4
    Wärmeübertrager 1 Synthesegas/Brennstoff (niedrige Temperaturstufe)
    5
    Wärmeübertrager 2 Wassergas/Brennstoff (hohe Temperaturstufe)
    6
    Reformer (Wasserdampfvergaser)
    7
    Wassergas-Hauptbestandteile H2, CO, CO2 und N2
    8
    Wassergas-Shift-Reaktor
    9
    Synthesegas-Hauptbestandteile H2, CO2 und N2
    10
    Kühler 1 für Synthesegas
    11
    CO2-Abscheider
    12
    CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    CO2 in hoch verdichtetem, lagerfähigen Zustand
    15
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    16
    Brennkammer
    17
    Gasturbine
    18
    Generator
    19
    Abhitzehochdruckdampfkessel
    20
    Abhitzeniederdruckdampfkessel
    21
    Abgas
    22
    Kondensat (H2O)
    23
    Wasseraufbereitung
    24
    Kondensatpumpe
    25
    Entgaser
    26
    Speisewasserpumpen
    27
    Prozessdampf-Hochdruck
    28
    Hochdruckdampfturbine
    29
    Prozessdampf-Mitteldruck
    30
    Niederdruckdampfturbine
    31
    Generator
    32
    Kondensator
    33
    Speisewasserpumpe
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • In 16 ist das Energieflussdiagramm für den kombinierten STIG-, HDD- und NDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung für ein Ausführungsbeispiel mit CO2-Kondensation dargestellt. Angaben zu Verlusten und Wirkungsgraden sind überwiegend aus vergleichbaren bekannten Kraftwerksprozessen abgeleitet und basieren auch teilweise auf Schätzungen, da es keine Betriebserfahrungen mit dem Verfahren gibt.
  • Das dargestellte Energieflussdiagramms basiert auf einem STIG-Prozess mit 1525°C Verbrennungstemperatur und 22 bar Turbineneingangsdruck. Der ermittelte elektrische Wirkungsgrad von 56,1%, der bereits den Energieaufwand für das Abscheiden des CO2 berücksichtigt, ist für einen Kraftwerksbetrieb ein hervorragendes Ergebnis.
  • Ein besseres Ergebnis lässt sich bei erhöhtem Investitionsaufwand vielleicht noch durch die Kombination des kombinierten STIG- und HDD-Prozesses mit einem ORC-Prozess oder einem Kalina-Prozess erreichen.
  • 1.7. Kombinierter STIG- und ORC-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • In 7 ist ein Ausführungsbeispiel für den kombinierter STIG- und ORC-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 7:
    • 1
    Luft
    2
    Luftverdichter
    3
    Brennstoff
    4
    Wärmeübertrager 1 Synthesegas/Brennstoff (niedrige Temperaturstufe)
    5
    Wärmeübertrager 2 Wassergas/Brennstoff (hohe Temperaturstufe)
    6
    Reformer (Wasserdampfvergaser)
    7
    Wassergas-Hauptbestandteile H2, CO, CO2 und N2
    8
    Wassergas-Shift-Reaktor
    9
    Synthesegas-Hauptbestandteile H2, CO2 und N2
    10
    Kühler 1 für Synthesegas
    11
    CO2-Abscheider
    12
    CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    CO2 in hoch verdichtetem, lagerfähigen Zustand
    15
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    16
    Brennkammer
    17
    Gasturbine
    18
    Generator
    19
    Abhitzehochdruckdampfkessel
    20
    Abhitzekessel zur Verdampfung des organischen Arbeitsfluids
    21
    Abgas
    22
    Kondensat (H2O)
    23
    Wasseraufbereitung
    24
    Kondensatpumpe
    25
    Entgaser
    26
    Speisewasserpumpe
    27
    Prozessdampf
    28
    ORC-Turbine
    29
    Generator
    30
    Kondensator
    31
    Pumpe für das organische Arbeitsfluid
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • In 17 ist das Energieflussdiagramm für den kombinierten STIG- und ORC-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung für ein Ausführungsbeispiel mit CO2-Kondensation dargestellt. Angaben zu Verlusten und Wirkungsgraden sind überwiegend aus vergleichbaren bekannten Kraftwerksprozessen abgeleitet und basieren auch teilweise auf Schätzungen, da es keine Betriebserfahrungen mit dem Verfahren gibt. Das dargestellte Energieflussdiagramm basiert auf einem STIG-Prozess mit 1525°C Verbrennungstemperatur und 22 bar Turbineneingangsdruck. Der ermittelte elektrische Wirkungsgrad von 52,5%, der bereits den Energieaufwand für das Abscheiden des CO2 berücksichtigt, ist für einen Kraftwerksbetrieb ein hervorragendes Ergebnis.
  • Bessere Ergebnisse (wie beim kombinierten STIG-, HDD- und ORC-Prozess) lassen sich nur durch höhere Investitionskosten erreichen.
  • 1.8 kombinierter STIG- HDD- und ORC-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • In 8 ist ein Ausführungsbeispel für den Aufbau des kombinierten STIG-, Hochdruckdampf- und ORC-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 8:
    • 1
    Luft
    2
    Luftverdichter
    3
    Brennstoff
    4
    Wärmeübertrager 1 Synthesegas/Brennstoff (niedrige Temperaturstufe)
    5
    Wärmeübertrager 2 Wassergas/Brennstoff (hohe Temperaturstufe)
    6
    Reformer (Wasserdampfvergaser)
    7
    Wassergas-Hauptbestandteile H2, CO, CO2 und N2
    8
    Wassergas-Shift-Reaktor
    9
    Synthesegas-Hauptbestandteile H2, CO2 und N2
    10
    Kühler 1 für Synthesegas
    11
    CO2-Abscheider
    12
    CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    CO2 in hoch verdichtetem, lagerfähigen Zustand
    15
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    16
    Brennkammer
    17
    Gasturbine
    18
    Generator
    19
    Abhitzehochdruckdampfkessel
    20
    Abhitzekessel zur Verdampfung des organischen Arbeitsfluids
    21
    Abgas
    22
    Kondensat (H2O)
    23
    Wasseraufbereitung
    24
    Kondensatpumpe
    25
    Entgaser
    26
    Speisewasserpumpen
    27
    Prozessdampf-Hochdruck
    28
    Hochdruckdampfturbine
    29
    Prozessdampf-Mitteldruck
    30
    ORC-Turbine
    31
    Generator
    32
    Kondensator
    33
    Pumpe für das organische Arbeitsfluid
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • In 18 ist das Energieflussdiagramm für den kombinierten STIG-, HDD- und ORC-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung für ein Ausführungsbeispiel mit CO2-Kondensation dargestellt. Angaben zu Verlusten und Wirkungsgraden sind überwiegend aus vergleichbaren bekannten Kraftwerksprozessen abgeleitet und basieren auch teilweise auf Schätzungen, da es keine Betriebserfahrungen mit dem Verfahren gibt.
  • Das dargestellte Energieflussdiagramms basiert auf einem STIG-Prozess mit 1525°C Verbrennungstemperatur und 22 bar Turbineneingangsdruck. Der ermittelte elektrische Wirkungsgrad von 56,8%, der bereits den Energieaufwand für das Abscheiden des CO2 berücksichtigt, ist für einen Kraftwerksbetrieb ein hervorragendes Ergebnis.
  • Ein besseres Ergebnis lässt sich bei erhöhtem Investitionsaufwand vielleicht noch durch den Einsatz des Kalina-Prozesses erreichen.
  • 1.9. kombinierter STIG- und Kalina-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • In 9 ist ein Ausführungsbeispiel für den Aufbau eines STIG- Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in Kombination mit einem Kalina-Prozess dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 9:
    • 1
    Luft
    2
    Luftverdichter
    3
    Brennstoff
    4
    Wärmeübertrager 1 Synthesegas/Brennstoff (niedrige Temperaturstufe)
    5
    Wärmeübertrager 2 Wassergas/Brennstoff (hohe Temperaturstufe)
    6
    Reformer (Wasserdampfvergaser)
    7
    Wassergas-Hauptbestandteile H2, CO, CO2 und N2
    8
    Wassergas-Shift-Reaktor
    9
    Synthesegas-Hauptbestandteile H2, CO2 und N2
    10
    Kühler 1 für Synthesegas
    11
    CO2-Abscheider
    12
    CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    CO2 in hoch verdichtetem, lagerfähigen Zustand
    15
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    16
    Brennkammer
    17
    Gasturbine
    18
    Generator
    19
    Abhitzehochdruckdampfkessel
    20
    Abgaswärmeübertrager
    21
    Abgas
    22
    Kondensat (H2O)
    23
    Wasseraufbereitung
    24
    Kondensatpumpe
    25
    Entgaser
    26
    Speisewasserpumpe
    27
    Prozessdampf
    28
    Desorber (Verdampfung des Arbeitsgases aus dem binären Fluid)
    29
    Turbine
    30
    Generator
    31
    Absorber
    32
    Pumpe für binäres Fluid
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • In 19 ist das Energieflussdiagramm für den kombinierten STIG- und Kalina-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung für ein Ausführungsbeispiel mit CO2-Kondensation dargestellt. Angaben zu Verlusten und Wirkungsgraden sind überwiegend aus vergleichbaren bekannten Kraftwerksprozessen abgeleitet und basieren auch teilweise auf Schätzungen, da es keine Betriebserfahrungen mit dem Verfahren gibt.
  • Das dargestellte Energieflussdiagramm basiert auf einem STIG-Prozess mit 1525°C Verbrennungstemperatur und 22 bar Turbineneingangsdruck. Der ermittelte elektrische Wirkungsgrad von 52,7%, der bereits den Energieaufwand für das Abscheiden des CO2 berücksichtigt, ist für einen Kraftwerksbetrieb ein hervorragendes Ergebnis.
  • Ein besseres Ergebnis (wie beim kombinierten STIG-, HDD- und Kalina-Prozess) lässt sich nur durch einen höheren Investitionsaufwand erreichen.
  • 1.10. kombinierter STIG-, HDD- und Kalina-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • In 10 ist ein Ausführungsbeispiel für den Aufbau des kombinierten STIG-, Hochdruckdampf- und Kalina-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 10:
    • 1
    Luft
    2
    Luftverdichter
    3
    Brennstoff
    4
    Wärmeübertrager 1 Synthesegas/Brennstoff (niedrige Temperaturstufe)
    5
    Wärmeübertrager 2 Wassergas/Brennstoff (hohe Temperaturstufe)
    6
    Reformer (Wasserdampfvergaser)
    7
    Wassergas-Hauptbestandteile H2, CO, CO2 und N2
    8
    Wassergas-Shift-Reaktor
    9
    Synthesegas-Hauptbestandteile H2, CO2 und N2
    10
    Kühler 1 für Synthesegas
    11
    CO2-Abscheider
    12
    CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    CO2 in hoch verdichtetem, lagerfähigen Zustand
    15
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    16
    Brennkammer
    17
    Gasturbine
    18
    Generator
    19
    Abhitzedampfkessel
    20
    Abgaswärmeübertrager
    21
    Abgas
    22
    Kondensat (H2O)
    23
    Wasseraufbereitung
    24
    Kondensatpumpe
    25
    Entgaser
    26
    Speisewasserpumpen
    27
    Prozessdampf-Hochdruck
    28
    Hochdruckdampfturbine
    29
    Prozessdampf-Mitteldruck
    30
    Desorber (Verdampfung des Arbeitsgases aus dem binären Fluid)
    31
    Turbine
    32
    Generator
    33
    Absorber
    34
    Pumpe für binäres Fluid
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • In 20 ist das Energieflussdiagramm für den kombinierten STIG-, HDD- und Kalina-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung für ein Ausführungsbeispiel mit CO2-Kondensation dargestellt. Angaben zu Verlusten und Wirkungsgraden sind überwiegend aus vergleichbaren bekannten Kraftwerksprozessen abgeleitet und basieren auch teilweise auf Schätzungen, da es keine Betriebserfahrungen mit dem Verfahren gibt.
  • Das dargestellte Energieflussdiagramms basiert auf einem STIG-Prozess mit 1525°C Verbrennungstemperatur und 22 bar Turbineneingangsdruck. Der ermittelte elektrische Wirkungsgrad von 57,0%, der bereits den Energieaufwand für das Abscheiden des CO2 berücksichtigt, ist für einen Kraftwerksbetrieb ein hervorragendes Ergebnis.
  • 2 Brennstoffvergasung
  • Im STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung von wird der eingesetzte Brennstoff mit Wasserdampf vergast. Bei dieser als Dampfreformierung bezeichneten Vergasung wird ein Synthesegas erzeugt, dessen brennbare Bestandteile fast ausschließlich aus H2 und CO bestehen. Die für den Reformierungsprozess erforderliche Wärmezufuhr erfolgt durch Teilverbrennung des eingesetzten Brennstoffs mit Luft. Die allgemeine Gleichung für die stark endotherme Reformierung eines kohlenstoffhaltigen Brennstoffs lautet: CHnOm + (1 – m)H2O → (n/2 + 1 – m)H2 + CO
  • In einem weiteren Verfahrensschritt wird in einer Wassergas-Shift-Reaktion der CO-Anteil im Synthesegas minimiert und gleichzeitig der H2-Anteil erhöht.
  • In der Shift-Reaktion CO + H2O ↔ CO2 + H2 reagiert das CO unter Zugabe von Wasserdampf leicht exotherm zu CO2 und H2. Die Reaktion läuft bevorzugt an einem Eisen(III)-oxid-Katalysator bei ca. 250–450°C ab. Bei höherer Temperatur liegt eine schnelle Kinetik aber ein ungünstiges chemisches Gleichgewicht vor. Bei niedrigen Temperaturen ist das Gleichgewicht stärker auf der rechten Seite der Reaktionsgleichung, aber die Kinetik nimmt ab. Um den Widerspruch nach kompakten Reaktoren zu lösen, wird die Shift-Reaktion oft zweistufig in einer Hochtemperatur- und Niedertemperatur-Shiftstufe (kurz: HT- und NT-Shift) durchgeführt. Der CO-Gehalt lässt sich so je nach Fahrweise des Reaktors auf 0,6 bis 1,5 Vol.-% absenken. Anders als bei der Energieumwandlung in PEM-Brennstoffzellen, in denen der Restgehalt an Kohlenmonoxyd ein schweres Katalysatorgift darstellt, stellt der Rest-CO-Gehalt im STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung kein technisches Problem dar. Das CO kann in der Brennkammer der Gasturbine problemlos mit verbrannt werden. Der geringe Restgehalt an CO verschlechtert nicht die Energieausbeute sondern lediglich die Abscheidequote für das CO2 geringfügig. Über den Wassergas-Shift-Reaktor hinausgehende Maßnahmen zur Reduzierung des CO-Gehalts sind daher im STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung nicht erforderlich.
  • 2.1. Vergasung nicht Asche bildender gasförmiger und flüssiger Brennstoffe
  • Eine Vorrichtung für die Vergasung von gasförmigen und flüssigen Brennstoffen ist in 21 dargestellt Figur 21:
    CnHm zugeführter Brennstoff
    H2O zugeführter Wasserdampf
    N2 + O2 zugeführte Verbrennungsluft
    H2 + CO2 + N2 Synthesegas
    1 Reformer
    2 Brennstoff-/Gaswärmetauscher – Innenrohr zur Brennstoffzuführung in den Reformer – Mantelrohr für heißen Synthesegasstrom im Gegenrichtung
    3 Wassergas-Shift-Reaktor mit Katalysatoren (Im Mantelrohr integriert)
    ↯ konvektiv übertragene Wärme
  • 2.2. Vergasung Asche bildender fester Brennstoffe
  • Bei der Reformierung von Asche bildenden Brennstoffen ist es zweckmäßig, das Synthesegas vor Eintritt in die Katalysatorstufe zu reinigen. Eine Vorrichtung zur Brennstoffreformierung mit nachfolgender Wassergas-Shift-Reaktion und integrierter Reinigungsstufe für das Synthesegas ist in 22 dargestellt. Figur 22:
    CnHm zugeführter Brennstoff
    H2O zugeführter Wasserdampf
    N2 + O2 zugeführte Verbrennungsluft
    H2 + CO2 + N2 Synthesegas
    1 Reformer
    2 Brennstoff/Gaswärmetauscher (Hochtemperaturstufe) – Innenrohr zur Brennstoffzuführung in den Reformer – Mantelrohr für heißen Synthesegasstrom im Gegenrichtung
    3 Fliehkraftstaubabscheider
    4 Feinfilter (Elektrofilter)
    5 Brennstoff-/Gaswärmetauscher (Mitteltemperaturstufe) – Innenrohr zur Brennstoffzuführung in den Reformer – Mantelrohr für heißen Synthesegasstrom im Gegenrichtung
    6 Wassergas-Shift-Reaktor mit Katalysatoren (Im Mantelrohr der Mitteltemperaturstufe integriert)
    ↯ konvektiv übertragene Wärme
  • Die Vorteile des in 21 und 22 dargestellten Vergasungsvorrichtungen liegen darin, dass
    • – die nach Reformierung im Synthesegas enthaltene latente Wärme des Synthesegases auf den zugeführten Brennstoff übertragen wird
    • – der Katalysator an der temperaturoptimierte Position im Mantelrohr eingebaut werden kann
    • – und durch Integration des Katalysators in das Mantelrohr eine kompakte Bauform möglich ist.
  • 3. CO2-Abscheidung
  • Das nach Reformierung und Shift-Reaktion entstandene Synthesegas besteht fast ausschließlich aus N2, CO2 und H2. Nach dem Abscheiden von CO2 verbleibt ein im wesentlichen N2 und H2 bestehendes Brenngas mit gutem Heizwert.
  • Das Abscheiden des CO2 aus dem Synthesegas ist in zwei Verfahren möglich, zum einen durch eine Gaswäsche und zum zweiten durch Kondensation des CO2.
  • 3.1 Abscheiden von CO2 durch physikalische Wäsche
  • Bei der Gaswäsche wird das CO2 mittels einer physikalischen Wäsche abgetrennt (Absorber ist z. B. Methanol). Das in der Lösung absorbierte CO2 wird in einem Desorber unter Zufuhr von Wärme freigesetzt und anschließend für den Weitertransport in eine CO2-Lagerstätte hoch verdichtet. Nach der Desorption wird die arme Lösung abgekühlt und kann wieder für das Auswaschen des CO2 verwendet werden.
  • Der grundsätzliche Aufbau eines CO2-Wäschers ist in 23 dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 23:
    • 1
    zugeführtes Synthesegas
    2
    Gaskühler
    3
    Absorber/Wäscher
    4
    reiche Lösung
    5
    Pumpe für reiche Lösung
    6
    Desorber
    7
    arme Lösung
    8
    Pumpe für arme Lösung
    9
    Kühler für arme Lösung
    10
    Heizung für Desorber
    11
    CO2
    12
    Kühler für CO2
    13
    CO2-Verdichter
    14
    hoch verdichtetes CO2
    15
    Kühler für hoch verdichtetes CO2
    16
    Brenngas bestehend aus N2 und H2
    Qzu
    zugeführte Wärme
    Qab
    abgeführte Wärme
  • Der Aufbau des CO2-Gaswäschers lässt sich dadurch energietechnisch optimieren, dass die für die Desorption erforderliche Wärme regenerativ aus dem hoch verdichteten CO2 zurück gewonnen wird. Der Aufbau des Energietechnisch optimierten CO2-Wäschers ist in 24 dargestellt.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 24:
    • 1
    zugeführtes Synthesegas
    2
    Gaskühler
    3
    Absorber/Wäscher
    4
    reiche Lösung
    5
    Pumpe für reiche Lösung
    6
    Desorber
    7
    arme Lösung
    8
    Pumpe für arme Lösung
    9
    Kühler für arme Lösung
    10
    CO2
    11
    Kühler für CO2
    12
    CO2-Verdichter
    13
    hoch verdichtetes CO2
    14
    Wärmetauscher zum Rückgewinn der Verdichterwärme
    15
    Heizung für Desorber
    16
    Kühler für hoch verdichtetes CO2
    17
    Brenngas bestehend aus N2 und H2
    Qab
    abgeführte Wärme
  • 3.2. CO2-Abscheidung durch Kondensation
  • Zum Abscheiden des CO2 durch Kondensation wird der Verdichtungsdruck für das aus N2, CO2 und H2 bestehende Synthesegas so bemessen wird, dass er unterhalb des kritischen Druckes von CO2 liegt und oberhalb des Druckes liegt, bei dem das CO2 bei Temperatur der Wärmesenke (Kühlwassertemperatur) kondensiert. Die Sättigungstemperatur von CO2 liegt bei 60 bar bei 295°K bzw. 22°C, bei 70 bar bei 302°K bzw. 29°C. In diesem Temperatur-/Druckbereich bleiben die sonstigen Bestandteile des Synthesegases N2 und H2 gasförmig, so dass nach Kondensation des CO2 ein Brenngas entsteht, das fast ausschließlich aus N2 und H2 entsteht.
  • Nach Kondensation des CO2 wird das aus N2 und H2 bestehende Brenngas vom Kondensationsdruck auf den Turbineneingangsdruck
    • – entweder in einer Expansionsturbine (25)
    • – oder in einem Drosselventil (26)
    entspannt. Hierbei ist der Einbau einer Expansionsturbine bei den Investitionskosten deutlich teurer, jedoch kann bei der Entspannung in einer Expansionsturbine ein Teil der für die Verdichtung des Synthesegases aufgewendeten Energie zurück gewonnen werden.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 25:
    • 1
    zugeführtes Synthesegas
    2
    Gaskühler
    3
    Verdichter für Synthesegas
    4
    Wärmeübertrager Synthesegas/Brenngas
    5
    Kühler für Synthesegas
    6
    Tröpfchenabscheider
    7
    flüssiges CO2
    8
    Wärmeübertrager CO2/Brenngas
    9
    Brenngas bestehend aus H2 und N2
    10
    Expansionsturbine
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • Wenn im Verfahren zum Abscheiden von CO2 durch Kondensation die Entspannung des Brenngases in einem Drosselventil erfolgt, ergibt sich der in 16 dargestellte Anlagenaufbau.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 26:
    • 1
    zugeführtes Synthesegas
    2
    Gaskühler
    3
    Verdichter für Synthesegas
    4
    Wärmeübertrager Synthesegas/Brenngas
    5
    Kühler für Synthesegas
    6
    Tröpfchenabscheider
    7
    flüssiges CO2
    8
    Wärmeübertrager CO2/Brenngas
    9
    Brenngas bestehend aus H2 und N2
    10
    Drosselventil
    M
    Antriebsmotor
    Qab
    abgeführte Wärme
  • 4 CO2-Verdichtung
  • Da sich das flüssige CO2 nach Kondensation in einem nicht stabilen flüssigen Zustand befindet, und es z. B. bei Druckverlusten in der Transportleitung bei Umgebungstemperatur wieder verdampfen könnte, ist es zweckmäßig, das CO2 in einen bei Umgebungstemperatur stabilen überkritischen Zustand zu überführen.
  • 4.1. Isochore CO2-Verdichtung
  • Beim Verfahren der isochoren CO2-Verdichtung wird zunächst das verflüssigte CO2 unter die Umgebungstemperatur abgekühlt und damit gleichzeitig isobar verdichtet. Zur Abkühlung des flüssigen CO2 unter die Umgebungstemperatur kann in einem Wärmeübertrager das abgekühlte Brenngas genutzt werden, nachdem dieses in einer Expansionsturbine oder einem Drosselventil auf den Turbineneingangsdruck entspannt wurde.
  • Anschließend wird das abgekühlte flüssige CO2 isochor erwärmt und damit auf einen überkritischen Druck verdichtet. Damit lässt sich für das CO2 ein stabiler überkritischer Zustand erreichen, in dem das CO2 in eine CO2-Lagerstätte transportiert werden kann.
  • Die isochore Verdichtung des flüssigen und gekühlten CO2 erfolgt in einem wie folgt aufgebauten Dreitaktverfahren:
    • – Takt 1 – Füllen des Verdichtungsbehälters mit verflüssigtem, unterkühlten CO2 bei Verflüssigungsdruck,
    • – Takt 2 – Erwärmung des CO2 auf Umgebungstemperatur im geschlossenen Verdichtungsbehälter unter Anstieg des Druckes in den überkritischen Bereich
    • – Takt 3 – Entleeren des überkritisch verdichteten CO2 in die CO2-Transportleitung
  • Der grundsätzliche Aufbau des isochoren CO2-Verdichters ist in 27 und 28 dargestellt. Die Abtrennung zwischen dem verdichtenden CO2 und einem Arbeitsfluid, das im Entleerungstakt zur Verdrängung des CO2 in die Verdichtungsbehälter gepumpt wird, erfolgt
    • – entweder durch einen beweglichen Kolben (27)
    • – oder eine elastische Blase (28)
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 27:
    • 1
    zugeführtes flüssiges CO2
    2
    CO2-Kühler
    3
    Verdichtungsbehälter
    4
    Thermofluid
    5
    Arbeitsfluid
    6
    Einlassventil für flüssiges CO2
    7
    Auslassventil für überkritisches CO2
    8
    Einlassventil für Arbeitsfluid
    9
    Auslassventil für Arbeitsfluid
    10
    Einlassventil für Thermofluid
    11
    beweglicher Kolben
    12
    Ausgleichsbehälter für Arbeitsfluid
    13
    Pumpe für Arbeitsfluid
    14
    Wärmeübertrager zur Erwärmung des Thermofluids
    15
    Pumpe für Thermofluid
    Qzu
    zugeführte Wärme
    Qab
    abgeführte Wärme
    Fig. 28:
    1
    zugeführtes flüssiges CO2
    2
    CO2-Kühler
    3
    Verdichtungsbehälter
    4
    Thermofluid
    5
    Arbeitsfluid
    6
    Einlassventil für flüssiges CO2
    7
    Auslassventil für überkritisches CO2
    8
    Einlassventil für Arbeitsfluid
    9
    Auslassventil für Arbeitsfluid
    10
    Einlassventil für Thermofluid
    11
    elastische Blase
    12
    Ausgleichsbehälter für Arbeitsfluid
    13
    Pumpe für Arbeitsfluid
    14
    Wärmeübertrager zur Erwärmung des Thermofluids
    15
    Pumpe für Thermofluid
    Qzu
    zugeführte Wärme
    Qab
    abgeführte Wärme
  • 4.2. isochore CO2-Verdichtung mit regenerativer Wärmnutzung
  • Es ist energietechnisch günstig, die für die isochore Verdichtung erforderliche Wärme regenerativ aus der Abwärme des verdichteten Synthesegases bereit zu stellen.
  • Die regenerative Erwärmung des Thermofluids ist dargestellt
    • – für ein Ausführungsbeispiel mit Expansionsturbine in 29 und
    • – für ein Ausführungsbeispiel mit Drosselventil in 30.
  • Bezugszeichenliste
  • Fig. 29:
    • 1
    Synthesegas-Hauptbestandteile N2, H2 und CO2
    2
    Kühler 1 für Synthesegas
    3
    Verdichter für Synthesegas
    4
    Wärmeübertrager zwischen dem heißen Synthesegases nach Verdichtung und dem Brenngas vor Eintritt in die Brennkammer
    5
    Wärmeübertrager zwischen dem heißen Synthesegases nach Verdichtung und dem Thermofluid
    6
    Wärmeübertrager zur Abkühlung des Synthesegases und Kondensation des CO2 mit Abgabe der Wärme an eine Wärmesenke
    7
    Tröpfchenabscheider zur Trennung des Brenngases vom kondensierten CO2
    8
    kondensiertes CO2
    9
    Wärmeübertrager kondensiertes CO2/Brenngas
    10
    Einlassventile für flüssiges CO2
    11
    Auslassventile für überkritisch verdichtetes CO2 je Behälter
    12
    beheizte Verdichtungsbehälter
    13
    bewegliche Kolben zur Trennung von CO2 und Arbeitsfluid
    14
    Arbeitsfluid
    15
    Einlassventile für das Arbeitsfluid
    16
    Auslassventile für das Arbeitsfluid
    17
    Überström und Ausgleichsbehälter für das Arbeitsfluid
    18
    Thermofluid
    19
    Pumpe für Thermofluid
    20
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    21
    Expansionsturbine zur Entspannung des Brenngases vom Verflüssigungsdruck für CO2 auf den Turbineneingangsdruck
    Qab
    abgeführte Wärme
    Fig. 30:
    1
    Synthesegas-Hauptbestandteile N2, H2 und CO2
    2
    Kühler 1 für Synthesegas
    3
    Verdichter für Synthesegas
    4
    Wärmeübertrager zwischen dem heißen Synthesegases nach Verdichtung und dem Brenngas vor Eintritt in die Brennkammer
    5
    Wärmeübertrager zwischen dem heißen Synthesegases nach Verdichtung und dem Thermofluid
    6
    Wärmeübertrager zur Abkühlung des Synthesegases und Kondensation des CO2 mit Abgabe der Wärme an eine Wärmesenke
    7
    Tröpfchenabscheider zur Trennung des Brenngases vom kondensierten CO2
    8
    kondensiertes CO2
    9
    Wärmeübertrager kondensiertes CO2/Brenngas
    10
    Einlassventile für flüssiges CO2
    11
    Auslassventile für überkritisch verdichtetes CO2 je Behälter
    12
    beheizte Verdichtungsbehälter
    13
    bewegliche Kolben zur Trennung von CO2 und Arbeitsfluid
    14
    Arbeitsfluid
    15
    Einlassventile für das Arbeitsfluid
    16
    Auslassventile für das Arbeitsfluid
    17
    Überström und Ausgleichsbehälter für das Arbeitsfluid
    18
    Thermofluid
    19
    Pumpe für Thermofluid
    20
    Brenngas-Hauptbestandteile N2, und H2
    21
    Drosselventil zur Entspannung des Brenngases vom Verflüssigungsdruck für CO2 auf den Turbineneingangsdruck.
    Qzu
    zugeführte Wärme
    Qab
    abgeführte Wärme
  • Ausführungsbeispiel 1: Berechnung STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO3-Abscheidung
  • Im Folgenden werden Leistungsdaten und Wirkungsgrade für ein Ausführungsbeispiel des Grundprozesses, dem STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung von berechnet. Diese Berechnung dient dem beispielhaften Nachweis der Effizienz des Verfahrens; sie dient nicht dazu, die maximale Leistungsfähigkeit des Verfahrens zu dokumentieren.
  • Im Ausführungsbeispiel wird ein Gasturbinenprozess mit Holz als Brennstoff berechnet. Werte des Ausführungsbeispiels:
    Temperatur der Umgebung tl 15°C
    Druck der Umgebung p1 1 bar
    Druck nach Turboverdichter p2 22,00 bar
    Temperatur des Brennstoffes tB 15°C
    Verbrennungstemperatur t3 1.525°C
    Ansaugluftmassenstrom ṁl 132,00 kg/s
    isentroper Turboverdichterwirkungsgrad ηi,TVD 92,00%
    isentroper Turbinenwirkungsgrad ηi,T 92,00%
    mechanischer Turbinenwirkungsgrad ηm,T 99,00%
    Generatorwirkungsgrad ηG 99,00%
    innerer Wirkungsgrad Speisewasserpumpe ηi,SP 85,00%
    elektrischer Wirkungsgrad Speisewasserpumpe ηel,SP 95,00%
    Heizwert des Festbrennstoffs (Holz) Hu 15.490 kJ/kg
    Gaserzeugungswirkungsgrad ηG 97,00%
    Enthalpie des Dampfes aus Abhitzedampfkessel hHDT aus 3.280,0 kJ/kg
    Heißdampf 1525°C, 22,5 bar h3D 6.021,0 kJ/kg
    spez. Wärmekapazität Luft bei 25°C cpL 1,004 kJ/kgK
    spez. Wärmekapazität Luft bei 400°C cpL 1,068 kJ/kgK
    Isentropenexponent der Luft κ 1,4
  • Berechnung der erforderlichen Dampfmenge
  • Bei Begrenzung der Temperatur in der Brennkammer auf 1.525°C lässt sich die Formel zur Berechnung der für den STIG-Prozess erforderlichen Dampfmenge aus der Energiebilanz der Brennkammer herleiten:
    ṁD inj. = (Hu·ṁB/ηG + ṁb·cp·t1 + ṁL·cp·t1 + ṁD Verg·h2 – ṁD RG·h3 – ṁN2·cp·t3)/(h3 – h2) 50,73 kg/s
  • Berechnung der Turbinenleistung
  • Da der Dampfanteil im N2/Dampfgemisch deutlich überhitzt ist, kann die Entspannung des Gemischs in der Gasturbine unter der Annahme eines perfekten Gasverhaltens berechnet werden (Zahoransky, Energietechnik, 4. Auflage 2009, S. 158).
  • Stoffdaten von N2 und Dampf für Mitteltemperatur 1.200°C:
    Cp,N2 1,2414
    κ für N2 1,3140
    Cv,N2 0,9324
    cp,D 1200°C 22 bar 2,6200
    κD 1200°C, 22 bar 1,2200
    cv,D 1200°C 22 bar 2,1475
  • Die Zusammensetzung des Arbeitsgases ermittelt sich wie folgt:
    Masse N2 am Gasturbineneintritt ṁN2 100,0560 kg/s
    Masse H2O aus Verbrennung ṁD RG 23,6332 kg/s
    Masse H2O injiziert ṁD inj 50,7288 kg/s
    Masse H2O gesamt ṁD ges 74,3620 kg/s
    ṁGes = ṁD ges. + ṁN2 174,4180 kg/s
  • Die Stoffdaten des Gemischs lassen sich unter der Annahme perfekten Gasverhaltens wie folgt berechnen:
    cp,Ges = ṁN2/ṁGes·cp,N2 + ṁD/ṁGes·cp,D 1,829157
    cv,Ges = ṁRG/ṁGes·cv,RG + ṁD/ṁGes·cv,D 1,450468
    κGes 1,261081
  • Die Austrittstemperatur aus der Turbine ermittelt sich bezogen auf den Turbineneintritt bei 1798°K bei isentroper Entspannung des Arbeitsgases mit der Beziehung T4ges = T3Ges(p4/p3)(κ – 1/κ) mit 948°K bzw. 675°C.
  • Unter Berücksichtigung des isentropen Turbinenwirkungsgrades (im Berechnungsbeispiel angenommen mit ηiT = 90%) ermittelt sich die Turbinenleistung nach der Formel: PGT polytrop = ηiT·cp Ges·(T3 – T4)·ṁGes
    Die Turbinenleistung beträgt im Berechnungsbeispiel 249.470 kW.
  • Berechnung des Leistungsbedarfs der Speisewasserpumpe
  • Der Leistungsbedarf der Speisewasserpumpen ermittelt sich nach der Formel: Pel SP = 1/(ηi,SP·ηel,SP)·(pFD – pSp)/ρSW·ṁFD
    und beträgt im Berechnungsbeispiel 1.217 kW.
  • Berechnung des Leistungsbedarfs des Synthesegasverdichters
  • Die erforderliche Leistung, um das Synthesegas auf den Verflüssigungsdruck des CO2 von 60 bar zu verdichten, ermittelt sich wie folgt:
    Temperatur des Gaseintritts tl 20°C
    Eingangsdruck des Gases p1 22 bar
    Druck nach Turboverdichter 1 pTVD 60 bar
    isentroper Turboverdichterwirkungsgrad ηi,TVD 90,00%
    spez. Wärmekapazität Generatorgas cp 1,520 kJ/kgK
    Isentropenexponent des Generatorgases κ 1,343919
    Enthalpie Generatorgas am Eintritt Turboverdichter
    h1 = cpGas·t1 30,40 kJ/kg
    Enthalpie Generatorgas am Austritt Turboverdichter
    hTVD = h1 + 1/ηi,VD·cpGas·(tTVD + 273)·[(p2/p1)(κ-1)/κ – 1] 175,3 kJ/kg
    Menge Synthesegas 74,6421 kg/s
    Leistungsbedarf Verdichter für Synthesegas 10.812 kW
  • Leistung der Expansionsturbine
  • Wenn nach Abscheiden des CO2 das aus H2 und N2 bestehende Brenngas auf den Turbineneingangsdruck entspannt wird, lässt sich folgende Leistung zurückgewinnen:
    Temperatur des Gaseintritts tl 20°C
    Eingangsdruck des Gases p1 60 bar
    Druck nach Expansionsturbine p2 22 bar
    isentroper Turbinenwirkungsgrad ηi,T exp 90,00%
    spez. Wärmekapazität Brenngas cp 2,053 kJ/kgK
    Isentropenexponent des Brenngases κ 1,399220
    Enthalpie Brenngas am Eintritt Expansionsturbine
    h1 = cpL·t1 41,05 kJ/kg
    Enthalpie Brenngas am Austritt Expansionsturbine
    h2 = h1 + ηi,T exp·cp·(t1 + 273)·[(p2/p1)(κ-1)/κ – 1] –93,7 kJ/kg
    Menge Brenngas 34,1870 kg/s
    isentrope Turbinenleistung PT isentrop = cpGes·(T3 – T4)·ṁges 4.606 kW
    polytrope Turbinenleistung PT polytrop = ηiT·PT isentrop 4.146 kW
  • Berechnung der elektrischen Leistung des STIG-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Die elektrische Leistung des Kraftwerksprozesses ermittelt sich aus
    • – der Leistung der STIG-Turbine
    • – zuzüglich der Leistung der Expansionsturbine
    • – abzüglich der Verdichterleistung für die Verbrennungsluft,
    • – abzüglich der Verdichterleistung für das Synthesegas und
    • – abzüglich der Leistungsaufnahme der Speisewasserpumpe
  • Unter der Annahme eines mechanischen Turbinenwirkungsgrades ηm = 99% und eines elektrischen Wirkungsgrades des Generators ηG = 99% ermittelt sich die elektrische Leistung des STIG-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung nach der Formel Pel = ηm·ηG·(PGT polytrop – PVerd Luft) – PSP – PVerd Synt. + PT exp.
    und beträgt im Berechnungsbeispiel 174.685 kW.
  • Für den elektrischen Wirkungsgrad gilt ηel = Pel/(ṁB·Hu)
    Im Berechnungsbeispiel beträgt der elektrische Wirkungsgrad 45,3%
  • Energiebilanz des Abhitzedampfkessels
  • Die Überprüfung, dass die im Berechnungsbeispiel für die Injektion in die STIG-Turbine erforderliche Dampfmenge von 50,73 kg/s und die für Reformer und Wassergas-Shift-Reaktor erforderliche Dampfmenge von 8,69 kg/s (insgesamt 59,42 kg/s) aus den heißen Turbinenabgasen regenerativ erzeugt werden kann, erfolgt in der Energiebilanz des Abhitzedampfkessels. Die Enthalpie des Arbeitsgases beim Eintritt in den Abhitzedampfkessel (= Austritt aus der Gasturbine) lässt sich aus der Enthalpie des Arbeitsgases bei Eintritt in die Gasturbine abzüglich der polytropen Turbinenleistung ermitteln. Enthalpie beim Eintritt in die Gasturbine:
    h3 D = hD 1525° 6.021,0 kJ/kg
    H3 D = h3 D 1525°·ṁD 447.733,6 kJ
    h3 N2 1.935,8 kJ/kg
    H3 N2 193.691,9 kJ
    H3 641.425,6 kJ
    isentrope Turbinenleistung PT isentrop = cp Ges·(T3 – T4)·ṁges 271.163 kW
    polytrope Turbinenleistung PT polytrop = ηiT·PT isentrop 249.470,0 kJ
    H4 polytop 391.955,6 kJ
  • Mit der Enthalpie am Austritt der Gasturbine H4 polytrop lässt sich anhand der bekannten Zusammensetzung des Arbeitsgases mit 100,1 kg N2 und 74,5 kg H2O die Temperatur am Gasturbinenaustritt mit rd. 754°C ermitteln.
  • Die Enthalpie der beiden Gasbestandteile beträgt:
    h4 D = hD 754 4.059,0 kJ/kg
    H4 D = h4 D 754°·ṁD 301.835,4 kJ
    cp,N2 754° 1,1960
    h4 N2 = hN2 901,8 kJ/kg
    H4 N2 90.120,2 kJ
    H4 polytop 391.955,6 kJ
  • Wenn die Temperatur des zugeführten Speisewassers 100°C beträgt ist eine Auskühlung des Arbeitsgases im Abhitzedampfkessel auf ca. 120°C möglich.
  • Die Enthalpie H5 des Arbeitsgases am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel beträgt:
    h5 D Enthalpie Dampf bei 120°C 1 bar 2.716,6 kJ/kg
    h5 N2 Enthalpie N2 bei 120°C 1 bar 125,2 kJ/kg
    H5 D = h5 D·ṁD 202.013 kW
    H5 N2 = h5 N2·ṁN2 19.651 kW
    H5 Ges 221.664 kW
  • Die zur Erzeugung des Hochdruckdampfes genutzte Wärmemenge des Abgases errechnet sich aus der Differenz der Enthalpie H4 am Eintritt des Abhitzedampfkessels und der Enthalpie H5 am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel
    ΔH = H4 – H5 und beträgt im Berechnungsbeispiel 170.291 kW
  • Mit der spezifischen Enthalpie des Speisewassers von 420,9 kJ/kg bei 100°C, 25 bar und der spezifischen Enthalpie des Injektionsdampfes von 3280 kJ/kg errechnet sich
    die max. erzeugte Dampfmenge ṁD inj. = 59,5 kg/s
  • Der Nachweis, dass die im Berechnungsbeispiel benötigte Dampfmenge Brennkammer, Wasserdampfvergasung und Wassergas-Shift-Reaktion von 59,4 kg/s durch den Abhitzedampfkessel regenerativ bereitgestellt werden kann, ist damit erfolgt.
  • Das Energieflussdiagramm für das Ausführungsbeispiel 1 ist in 11 dargestellt.
  • Ausführungsbeispiel 2: Berechnung STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in Kraft-Wärme-Kopplung
  • Während im Ausführungsbeispiel 1 ein reiner Kraftwerksprozess betrachtet wird, in dem das Arbeitsgas nach Verlassen des Abhitzedampfkessels an die Umgebung abgegeben wird, wird im Ausführungsbeispiel 2 der Wirkungsgrad bei Nutzung der Abwärme in einem Heiznetz ermittelt. Das Abgas ist beim Austritt aus dem Abhitzedampfkessel noch sehr energiereich. Es besteht im Berechnungsbeispiel aus 100,1 kg/s N2 und 74,5 kg/s Wasserdampf. Die Enthalpie H5 beträgt wie oben ermittelt 221.664 kW.
  • Dieser Energieinhalt des Abgases wird zunächst teilweise für die Erwärmung des Speisewassers im Entgaser genutzt. Im Berechnungsbeispiel errechnet sich die erforderliche Wärmemenge, um das Speisewasser von 35°C auf die Entgasungstemperatur von 100°C zu erhitzen, wie folgt:
    h6 Kondensat Enthalpie Wasser 35°C 162,0 kJ/kg
    Enthalpie Speisewasser 100°C 417,4 kJ/kg
    Δh Speisewasservorwärmung 255,4 kJ/kg
    ΔH Speisewasservorwärmung = Δh·ṁD inj. 15.178 kW
  • Nach Abkühlung des Abgases im kondensierenden Wärmetauscher auf 35°C errechnet sich die Abwärme des Prozesses aus der Abwärme des feuchten N2-Abgases und der Abwärme des Kondensats. Abwärme bei Abkühlung des Arbeitsgases auf 35°C
    hRG Enthalpie gesättigtes N2-Gas 35°C 130,5 kJ/kg
    hKondensat Enthalpie kondensiertes Wasser 35°C 162,0 kJ/kg
    HRG Enthalpie gesättigtes N2-Gas 35°C 13.541 kW
    HKondensat Enthalpie kondensiertes Wasser 35°C 1.820 kW
    Abwärme gesamt 15.361 kW
  • Die an das Wärmeversorgungsnetz übertragene Wärme errechnet sich wie folgt:
    H5 Abwärme am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel 221.864 kW
    – ΔH Speisewasservorwärmung –15.178 kW
    – H Speisewasser –9.626 kW
    – H6 Abwärme –15.361 kW
    = Ptherm Wärmeübertragung an das Wärmeversorgungsnetz 181.699 kW
  • Der in Kraft-Wärme-Kopplung nutzbare thermische Anteil beträgt damit im Ausführungsbeispiel:
    ηtherm = Ptherm/(ṁB·Hu) 47,0%
  • Der Gesamtwirkungsgrad des Verfahrens zur CO2-Abscheidung im Gasturbinenprozess beträgt im Ausführungsbeispiel 1: ηges = ηel + ηtherm = 45,3% + 47,0% = 92,1%
  • Das Energieflussdiagramm für das Ausführungsbeispiel 2 ist in 13 dargestellt.
  • Ausführungsbeispiel 3: Berechnung eines kombinierten STIG- und NDD-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Unter gleichen Bedingungen und Werten wie für den STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in den Ausführungsbeispielen 1 und 2 wird im Ausführungsbeispiel 3 die Nutzung der Abwärme in einem Niederdruckdampfprozess berechnet (Statt der Nutzung in einem Heiznetz im Ausführungsbeispiel 2).
  • Die Nutzung in einem Niederdruckdampfturbinenprozess empfiehlt sich, falls eine thermische Verwendung der Abwärme aus dem Abhitzedampfkessel nicht möglich ist. Durch den Niederdruckdampfturbinenprozess wird zusätzlich elektrischer Energie erzeugt.
  • Die Leistung der Niederdruckdampfturbine ermittelt sich aus der Differenz der Enthalpie bei Eintritt in die Niederdruckdampfturbine und der Enthalpie am Turbinenaustritt auf dem Temperaturniveau des Kondensators. Werte Niederdruckdampfprozess
    hsp 25°C 0,9 bar 104,8 kJ/kg
    h 100°C 0,9 bar 2.698,0 kJ/kg
    hisentrop 25°C 0,04 bar x = 0,885 2.280,0 kJ/kg
    hPolytrop 25°C 0,04 bar x = 0,895 2.321,8 kJ/kg
    Δhisentrop 418,0 kJ/kg
  • Für den Niederdruckdampfprozess steht als Enthalpie für die Wärmemenge zur Abwärmenutzung H6 = 181.699 kW zur Verfügung. Die Menge des erzeugten Prozessdampfes berechnet sich wie folgt:
    Menge Dampf ṁD = H6/(h3 – h2) 70,1 kg/s
  • Mit diesen Werten wird nunmehr Leistung und Wirkungsgrad des Niederdruckdampfturbinenprozesses ermittelt. Leistung Niederdruckdampfturbine
    Polytrope Turbinenleistung PT = ṁD·Δh 26.359 kW
    mechanischer Turbinenwirkungsgrad ηm,T 90,00%
    Generatorwirkungsgrad ηG 99,00%
    Elektrische Leistung Niederdruckdampfturbine Pel NDDT = PT·ηm,T·ηG 25.832 kW
    Wirkungsgrad Niederdruckdampfprozess ηNDDT = Petl NDDT/H6 14,51%
    Wirkungsgradverbesserung Gesamtprozess ηelt NDDT = Petl NDDT/ṁB·Hu 6,70%
  • Der elektrische Wirkungsgrad des Verfahrens zur CO2 Abscheidung im kombinierten Gas- und Dampfturbinenprozess hat in Kombination mit einem Niederdruckdampfprozess einen elektrischen Gesamtwirkungsgrad von: ηel ges = ηel koPro + ηelt NDDT = 45,3% + 6,7% = 52,0%
  • Das Energieflussdiagramm für das Ausführungsbeispiel 3 ist in 15 dargestellt.
  • Ausführungsbeispiel 4: Berechnung eines kombinierten STIG- und ORC-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Unter gleichen Bedingungen und Werten wie für den STEG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in den Ausführungsbeispielen 1 und 2 wird im Ausführungsbeispiel 4 die Nutzung der Abwärme in einem ORC-Prozess berechnet (Statt der Nutzung in einem Heiznetz im Ausführungsbeispiel 2).
  • Wie in Ausführungsbeispiel 2 und 3 steht auch für den ORC-Prozess als Enthalpie die Wärmemenge zur Abwärmenutzung H6 = 181.699 kW zur Verfügung.
  • Bei dem mittleren Temperaturniveau der Wärmezufuhr von 100°C – bei Erreichen dieser Temperatur kondensiert der überwiegende Anteil des Wasserdampfes im Abgas aus – und Umgebungstemperatur von 25°C beträgt der Carnotfaktor 20,0%.
  • Bei diesen Bedingungen kann bei optimaler Anpassung von einem Wirkungsgrad von 15,5% für den ORC-Prozess ausgegangen werden. Damit ergibt sich als Leistung und Wirkungsgrad für das Gesamtverfahren:
    Pelt ORC-Turbine 15,5% 28.163 kW
    ηelt orc = Petl ORC/ṁB·Hu 7,3%
  • Unter Berücksichtigung der Generatorverluste hat der kombinierte STIG- und ORC-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung einen elektrischen Gesamtwirkungsgrad von: ηel ges = ηel koPro + ηelt ORC = 45,3% + 7,2% = 52,5%
  • Das Energieflussdiagramm für das Ausführungsbeispiel 4 ist in 17 dargestellt.
  • Ausführungsbeispiel 5: Berechnung eines kombinierten STIG- und Kalina-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Unter gleichen Bedingungen und Werten wie für den STIG-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in den Ausführungsbeispielen 1 und 2 wird im Ausführungsbeispiel 5 die Nutzung der Abwärme in einem Kalinaprozess berechnet
  • Wie in Ausführungsbeispiel 2 bis 4 steht auch für den Kalina-Prozess als Enthalpie die Wärmemenge zur Abwärmenutzung H6 = 181.699 kW zur Verfügung.
  • Bei einem Carnotfaktor von 20% kann für den Kalinaprozess bei optimaler Anpassung von einem Wirkungsgrad von 16% ausgegangen werden. Damit ergibt sich als Leistung und Wirkungsgrad für das Gesamtverfahren:
    Pelt Kalina 16% 28.072 kW
    ηelt Kalina = Petl Kalina/ṁB·Hu 7,5%
  • Unter Berücksichtigung der Generatorverluste hat der kombinierte STIG- und Kalina-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung einen elektrischen Gesamtwirkungsgrad von: ηel ges = ηel koPro + ηelt ORC = 45,3% + 7,4% = 52,7%
  • Das Energieflussdiagramm für das Ausführungsbeispiel 5 ist in 19 dargestellt.
  • Ausführungsbeispiel 6: Berechnung eines kombinierten STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Im Folgenden werden Leistungsdaten und Wirkungsgrade für ein Ausführungsbeispiel des kombinierten STIG- und HDD-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung berechnet, um einen beispielhaften Nachweis der Effizienz des Verfahrens zu führen.
  • Als Ausführungsbeispiel wird ein kombinierter STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung mit Holz als Brennstoff berechnet. Werte des Ausführungsbeispiels:
    Temperarur der Umgebung tl 15°C
    Druck der Umgebung p1 1 bar
    Druck nach Turboverdichter p2 22,00 bar
    Temperatur des Brennstoffes tB 15°C
    Verbrennungstemperatur t3 1.525°C
    Ansaugluftmassenstrom ṁl 132,00 kg/s
    isentroper Turboverdichterwirkungsgrad ηi,TVD 92,00%
    isentroper Turbinenwirkungsgrad ηi,T 92,00%
    mechanischer Turbinenwirkungsgrad ηm,T 99,00%
    Generatorwirkungsgrad ηG 99,00%
    innerer Wirkungsgrad Speisewasserpumpe ηi,SP 85,00%
    elektrischer Wirkungsgrad Speisewasserpumpe ηel,SP 95,00%
    Heizwert des Festbrennstoffs (Holz) Hu 15.490 kJ/kg
    Gaserzeugungswirkungsgrad ηG 97,00%
    spez. Wärmekapazität Luft bei 25°C cpL 1,004 kJ/kgK
    spez. Wärmekapazität Luft bei 400°C cpL 1,068 kJ/kgK
    Isentropenexponent der Luft κ 1,4
  • Berechnung der erforderlichen Dampfmenge
  • Bei Begrenzung der Temperatur in der Brennkammer auf 1.525°C lässt sich die Formel zur Berechnung der für den Prozess erforderlichen Dampfmenge aus der Energiebilanz der Brennkammer herleiten:
    ṁD inj. = (Hu·ṁB/ηVerg + ṁb·cpb·t1 + ṁL·cp·t1 + ṁD Verg·h2 – ṁD RG·h3 – ṁN2·cp·t3)/(h3 – h2) 44,4368 kg/s
  • Berechnung der Leistung der Gasturbine
  • Da der Dampfanteil im N2/Dampfgemisch deutlich überhitzt ist, kann die Entspannung des Gemischs in der Gasturbine unter der Annahme eines perfekten Gasverhaltens berechnet werden (Zahoransky, Energietechnik, 4. Auflage 2009, S. 158). Stoffdaten von N2 und Dampf:
    cp,N2 1,2414
    κ für N2 1,3140
    cv,N2 0,9324
    cp,D 1200°C 20 bar 2,6200
    κD 1200°C, 20 bar 1,2200
    cv,D 1200°C 20 bar 2,1475
  • Die Zusammensetzung des Arbeitsgases und die Stoffdaten des Gemischs ermitteln sich wie folgt:
    ṁGes·cpGes·TGes = ṁN2·cp,N2·TN2 + ṁD·cpD·TD
    Masse N2 am Gasturbineneintritt ṁN2 100,0560 kg/s
    Masse H2O aus Verbrennung ṁD RG 23,6332 kg/s
    Masse H2O injeziert ṁD inj 44,4368 kg/s
    Masse H2O gesamt ṁD ges 68,0701 kg/s
    ṁGes = ṁD ges. + ṁN2 168,1261 kg/s
    cp,Ges = ṁN2/ṁGes·cp,N2 + ṁD/ṁGes·cp,D 1,799561
    cv,Ges = ṁRG/ṁGes·cv,RG + ṁD/ṁGes·c 1,424380
    κGes 1,263399
  • Die Austrittstemperatur aus der Turbine ermittelt sich bezogen auf den Turbineneintritt bei 1798°K bei isentroper Entspannung des Arbeitsgases mit der Beziehung T4ges = T3Ges(p4/p3)(κ – 1/κ) mit 944°K bzw. 675°C.
  • Unter Berücksichtigung des isentropen Turbinenwirkungsgrades (im Berechnungsbeispiel angenommen mit ηiT = 90%) ermittelt sich die Turbinenleistung nach der Formel: PT polytrop = ηiT·cpGes·(T3 – T4)·ṁGes
    Die Turbinenleistung beträgt im Berechnungsbeispiel 237.764 kW.
  • Berechnung der Leistung der Hochdruckdampfturbine
  • Die Leistung der Dampfturbine ermittelt sich aus der Differenz der Enthalpie bei Eintritt in die Hochdruckdampfturbine und der Enthalpie am Turbinenaustritt auf dem Eingangsdruckniveau der Gasturbine.
    h 600°C 200 bar s = 6,5077 3.539,2 kJ/kg
    h isentrop 240°C 20 bar 2.904,6 kJ/kg
    h Polytrop 260°C 20 bar 2.955,4 kJ/kg
    Δhisentrop 634,6 kJ/kg
    Δhpolytrop 583,9 kJ/kg
    Menge Dampf 53,1267 kg/s
    isentroper Turbinenwirkungsgrad ηi,T 92,00%
    Polytrope Turbinenleistung 31.018 kW
  • Berechnung des Leistungsbedarfs der Speisewasserpumpen
  • Der Leistungsbedarf der Speisewasserpumpen ermittelt sich nach der Formel: Pel SP = 1/(ηi,SP·ηel,SP)·(pFD – pSp)/ρSW·ṁFD
    und beträgt im Berechnungsbeispiel 1.066 kW.
  • Berechnung des Leistungsbedarfs des Synthesegasverdichters
  • Die erforderliche Leistung, um das Synthesegas auf den Verflüssigungsdruck des CO2 von 60 bar zu verdichten, ermittelt sich wie folgt:
    Temperatur des Gaseintritts tl 20°C
    Eingangsdruck des Gases p1 22 bar
    Druck nach Turboverdichter 1 pTVD 60 bar
    isentroper Turboverdichterwirkungsgrad ηi,TVD 90,00%
    spez. Wärmekapazität Generatorgas cp 1,520 kJ/kgK
    Isentropenexponent des Generatorgases κ 1,343919
    Enthalpie Generatorgas am Eintritt Turboverdichter
    h1 = cpGas·t1 30,40 kJ/kg
    Enthalpie Generatorgas am Austritt Turboverdichter
    hTVD = h1 + 1/ηi,VD·cp Gas·(tTVD + 273)·[(p2/p1)(κ-1)/κ – 1] 175,3 kJ/kg
    Menge Synthesegas 74,6421 kg/s
    Leistungsbedarf Verdichter für Synthesegas 10.812 kW
  • Leistung der Expansionsturbine
  • Wenn nach Abscheiden des CO2 das aus H2 und N2 bestehende Brenngas auf den Turbineneingangsdruck entspannt wird, lässt sich folgende Leistung zurückgewinnen:
    Temperatur des Gaseintritts tl 20°C
    Eingangsdruck des Gases p1 60 bar
    Druck nach Expansionsturbine p2 22 bar
    isentroper Turbinenwirkungsgrad ηi,T exp 90,00%
    spez. Wärmekapazität Brenngas cp 2,053 kJ/kgK
    Isentropenexponent des Brenngases κ 1,399220
    Enthalpie Brenngas am Eintritt Expansionsturbine
    h1 = cpL·t1 41,05 kJ/kg
    Enthalpie Brenngas am Austritt Expansionsturbine
    h2 = h1 + ηi,T exp·cp·(t1 + 273)·[(p2/p1)(κ-1)κ – 1] –93,7 kJ/kg
    Menge Brenngas 34,1870 kg/s
    isentrope Turbinenleistung PT isentrop = cpGes·(T3 – T4)·ṁges 4.606 kW
    polytrope Turbinenleistung PT polytrop = ηiT·PT isentrop 4.146 kW
  • Berechnung der elektrischen Leistung des kombinierten STIG- und HDD-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Die elektrische Leistung des ermittelt sich aus
    • – der Leistung der STIG-Turbine
    • – zuzüglich der Leistung der Hochdruckdampfturbine
    • – zuzüglich der Leistung der Expansionsturbine
    • – abzüglich der Verdichterleistung für Luft,
    • – abzüglich der Verdichterleistung für das Synthesegas und
    • – abzüglich der Leistungsaufnahme der Speisewasserpumpe
  • Unter der Annahme eines mechanischen Turbinenwirkungsgrades ηm = 99% und eines elektrischen Wirkungsgrades des Generators ηG = 99% ermittelt sich die elektrische Leistung des STIG-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung nach der Formel Pel = ηm·ηG·(PGT polytrop – PVerd Luft) – PSP – PVerd Synt. + PT exp.
    und beträgt im Berechnungsbeispiel 194.044 kW.
  • Für den elektrischen Wirkungsgrad gilt ηel = Pel/(ṁB·Hu)
    Im Berechnungsbeispiel beträgt der elektrische Wirkungsgrad 50,3%.
  • Energiebilanz des Abhitzedampfkessels
  • Die Überprüfung, dass die im Berechnungsbeispiel für die Injektion in die STIG-Turbine erforderliche Dampfmenge von 44,44 kg/s und die für Reformer und Wassergas-Shift-Reaktor erforderliche Dampfmenge von 8,69 kg/s (insgesamt 53,13 kg/s) aus den heißen Turbinenabgasen regenerativ erzeugt werden kann, erfolgt in der Energiebilanz des Abhitzedampfkessels. Die Enthalpie des Arbeitsgases beim Eintritt in den Abhitzedampfkessel (= Austritt aus der Gasturbine) lässt sich aus der Enthalpie des Arbeitsgases bei Eintritt in die Gasturbine abzüglich der polytropen Turbinenleistung ermitteln. Enthalpie beim Eintritt in die Gasturbine:
    h3 D = hD 1525° 6.021,0 kJ/kg
    H3 D = h3 D 1525°·ṁD 409.849,8 kJ
    h3 N2 1.935,8 kJ/kg
    H3 N2 193.691,9 kJ
    H3 603.541,7 kJ
    isentrope Turbinenleistung PT isentrop = cp Ges·(T3 – T4)·ṁges 258.439,1 kJ
    polytrope Turbinenleistung PT polytrop = ηiT·PT isentrop 237.764,0 kJ
    H4 polytop 365.777,7 kJ
  • Mit der Enthalpie am Austritt der Gasturbine H4 polytrop lässt sich anhand der bekannten Zusammensetzung des Arbeitsgases mit 100,1 kg N2 und 74,5 kg H2O die Temperatur am Gasturbinenaustritt mit rd. 750°C ermitteln.
  • Die Enthalpie der beiden Gasbestandteile beträgt:
    h4 D = hD 750 4.044,0 kJ/kg
    H4D = h4 D 750°·ṁD 275.275,3 kJ
    cp,N2 750° 1,1960
    h4 N2 = hN2 897,0 kJ/kg
    H4 N2 89.750,2 kJ
    H4 polytop 365.025,5 kJ
  • Wenn die Temperatur des zugeführten Speisewassers 100°C beträgt ist eine Auskühlung des Arbeitsgases im Abhitzedampfkessel auf ca. 120°C möglich.
  • Die Enthalpie H5 des Arbeitsgases am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel beträgt:
    h5 D Enthalpie Dampf bei 120°C 1 bar 2.716,6 kJ/kg
    h5 N2 Enthalpie N2 bei 120°C 1 bar 125,2 kJ/kg
    H5 D = h5 D·ṁD 184.920 kW
    H5 N2 = h5 N2·ṁN2 12.531 kW
    H5 Ges 197.451 kW
  • Die zur Erzeugung des Hochdruckdampfes genutzte Wärmemenge des Abgases errechnet sich aus der Differenz der Enthalpie H4 am Eintritt des Abhitzedampfkessels und der Enthalpie H5 am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel
    ΔH = H4 – H5 und beträgt im Berechnungsbeispiel 167.574 kW
  • Mit der spezifischen Enthalpie des Speisewassers von 420,9 kJ/kg bei 100°C, 25 bar und der spezifischen Enthalpie des Hochdruckdampfes von 3539,2 kJ/kg errechnet sich
    die max. erzeugte Dampfmenge ṁD = 53,7 kg/s
  • Der Nachweis, dass die im Berechnungsbeispiel benötigte Dampfmenge Brennkammer, Wasserdampfvergasung und Wassergas-Shift-Reaktion von 53,13 kg/s durch den Abhitzedampfkessel regenerativ bereitgestellt werden kann, ist damit erfolgt.
  • Das Energieflussdiagramm für das Ausführungsbeispiel 6 ist in 12 dargestellt.
  • Ausführungsbeispiel 7: Berechnung kombinierter STIG- und Hochdruckdampfturbinenprozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in Kraft-Wärme-Kopplung
  • Während im Ausführungsbeispiel 6 ein reiner Kraftwerksprozess betrachtet wird, in dem das Arbeitsgas nach Verlassen des Abhitzedampfkessels an die Umgebung abgegeben wird, wird im Ausführungsbeispiel 7 der Wirkungsgrad bei Nutzung der Abwärme in einem Heiznetz ermittelt. Das Abgas ist beim Austritt aus dem Abhitzedampfkessel noch sehr energiereich. Es besteht im Berechnungsbeispiel aus 100,1 kg/s N2 und 68,1 kg/s Wasserdampf. Die Enthalpie H5 beträgt wie oben ermittelt 197.451 kW.
  • Dieser Energieinhalt des Abgases wird zunächst teilweise für die Erwärmung des Speisewassers im Entgaser genutzt. Im Berechnungsbeispiel errechnet sich die erforderliche Wärmemenge, um das Speisewasser von 35°C auf die Entgasungstemperatur von 100°C zu erhitzen, wie folgt:
    h6 Kondensat Enthalpie Wasser 35°C 162,0 kJ/kg
    Enthalpie Speisewasser 100°C 417,4 kJ/kg
    Δh Speisewasservorwärmung 255,4 kJ/kg
    ΔH Speisewasservorwärmung = Δh·ṁD. 13.571 kW
  • Nach Abkühlung des Abgases im kondensierenden Wärmetauscher auf 35°C errechnet sich die Abwärme des Prozesses aus der Abwärme des feuchten N2-Abgases und der Abwärme des Kondensats. Abwärme bei Abkühlung des Arbeitsgases auf 35°C
    hRG Enthalpie gesättigtes N2-Gas 35°C 130,5 kJ/kg
    hKondensat Enthalpie kondensiertes Wasser 35°C 162,0 kJ/kg
    HRG Enthalpie gesättigtes N2-Gas 35°C 13.541 kW
    HKondensat Enthalpie kondensiertes Wasser 35°C 1.820 kW
    Abwärme gesamt 15.361 kW
  • Die an das Wärmeversorgungsnetz übertragene Wärme errechnet sich wie folgt:
    H5 Abwärme am Austritt aus dem Abhitzedampfkessel 199.925 kW
    – ΔH Speisewasservorwärmung –13.571 kW
    – H Speisewasser –8.607 kW
    – H6 Abwärme –15.361 kW
    = Ptherm Wärmeübertragung an das Wärmeversorgungsnetz 162.387 kW
  • Der in Kraft-Wärme-Kopplung nutzbare thermische Anteil beträgt damit im Ausführungsbeispiel:
    ηtherm = Ptherm/(ṁB·Hu) 42,1%
  • Der Gesamtwirkungsgrad des Verfahrens zur CO2-Abscheidung im Gasturbinenprozess beträgt im Ausführungsbeispiel 7: ηges = ηel + ηtherm = 50,3% + 42,1% = 92,4%
  • Das Energieflussdiagramm für das Ausführungsbeispiel 7 ist in 14 dargestellt.
  • Ausführungsbeispiel 8: Berechnung eines kombinierten STIG-, HDD- und NDD-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Unter gleichen Bedingungen und Werten wie für den kombinierten STIG- und HDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in den Ausführungsbeispielen 6 und 7 wird im Ausführungsbeispiel 8 die Nutzung der Abwärme in einem Niederdruckdampfprozess berechnet (Statt der Nutzung in einem Heiznetz im Ausführungsbeispiel 7).
  • Die Nutzung in einem Niederdruckdampfturbinenprozess empfiehlt sich, falls eine thermische Verwendung der Abwärme aus dem Abhitzedampfkessel nicht möglich ist. Durch den Niederdruckdampfturbinenprozess wird zusätzlich elektrischer Energie erzeugt.
  • Die Leistung der Niederdruckdampfturbine ermittelt sich aus der Differenz der Enthalpie bei Eintritt in die Niederdruckdampfturbine und der Enthalpie am Turbinenaustritt auf dem Temperaturniveau des Kondensators. Werte Niederdruckdamfprozess
    hsp 25°C 0,9 bar 104,8 kJ/kg
    h 100°C 0,9 bar 2.698,0 kJ/kg
    h isentrop 25°C 0,04 bar x = 0,885 2.280,0 kJ/kg
    h Polytrop 25°C 0,04 bar x = 0,895 2.321,8 kJ/kg
    Δh isentrop 418,0 kJ/kg
  • Für den Niederdruckdampfprozess steht als Enthalpie für die Wärmemenge zur Abwärmenutzung H6 = 162.387 kW zur Verfügung. Die Menge des erzeugten Prozessdampfes berechnet sich wie folgt:
    Menge Dampf ṁD = H6/(h3 – h2) 62,8 kg/s
  • Mit diesen Werten wird nunmehr Leistung und Wirkungsgrad des Niederdruckdampfturbinenprozesses ermittelt. Leistung Niederdruckdampfturbine
    Polytrope Turbinenleistung PT = ṁD·Δhpol 62,6203 kg/s
    mechanischer Turbinenwirkungsgrad ηm,T 90,00%
    Generatorwirkungsgrad ηG 99,00%
    Elektrische Leistung Niederdruckdampfturbine Pel NDDT = PT·ηm,T·ηG 23.322 kW
    Wirkungsgrad Niederdruckdampfprozess ηNDDT = Petl NDDT/H6 14,36%
    Wirkungsgradverbesserung Gesamtprozess ηelt NDDT = Petl NDDT/ṁB·Hu 6,10%
  • Der elektrische Wirkungsgrad des Verfahrens zur CO2 Abscheidung im kombinierten Gas- und Dampfturbinenprozess hat in Kombination mit einem Niederdruckdampfprozess einen elektrischen Gesamtwirkungsgrad von: ηel ges = ηel koPro + ηelt NDDT = 50,3% + 6,1% = 56,4%
  • Das Energieflussdiagramm für das Ausführungsbeispiel 8 ist in 16 dargestellt.
  • Ausführungsbeispiel 9: Berechnung eines kombinierten STIG-, HDD- und ORC-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Unter gleichen Bedingungen und Werten wie für den kombinierten STIG- und HDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in den Ausführungsbeispielen 6 und 7 wird im Ausführungsbeispiel 9 die Nutzung der Abwärme in einem ORC-Prozess berechnet (Statt der Nutzung in einem Heiznetz im Ausführungsbeispiel 2).
  • Wie in Ausführungsbeispiel 2 und 3 steht auch für den ORC-Prozess als Enthalpie die Wärmemenge zur Abwärmenutzung H6 = 162.387 kW zur Verfügung.
  • Bei dem mittleren Temperaturniveau der Wärmezufuhr von 100°C – bei Erreichen dieser Temperatur kondensiert der überwiegende Anteil des Wasserdampfes im Abgas aus – und Umgebungstemperatur von 25°C beträgt der Carnotfaktor 20,0%.
  • Bei diesen Bedingungen kann bei optimaler Anpassung von einem Wirkungsgrad von 15,5% für den ORC-Prozess ausgegangen werden. Damit ergibt sich als Leistung und Wirkungsgrad für das Gesamtverfahren:
    Pelt ORC-Turbine 15,5% 25.170 kW
    ηelt orc = Petl ORC/mB·Hu 6,6%
  • Unter Berücksichtigung der Generatorverluste hat der kombinierte STIG-, HDD- und ORC-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung einen elektrischen Gesamtwirkungsgrad von: ηel ges = ηel koPro + ηelt ORC = 50,3% + 6,5% = 56,8%
  • Das Energieflussdiagramm für das Ausführungsbeispiel 9 ist in 18 dargestellt.
  • Ausführungsbeispiel 10: Berechnung eines kombinierten STIG-, HDD- und Kalina-Prozesses mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung
  • Unter gleichen Bedingungen und Werten wie für den kombinierten STIG- und HDD-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung in den Ausführungsbeispielen 6 und 7 wird im Ausführungsbeispiel 10 die Nutzung der Abwärme in einem Kalinaprozess berechnet Wie in Ausführungsbeispiel 6 und 7 steht auch für den Kalina-Prozess als Enthalpie die Wärmemenge zur Abwärmenutzung H6 = 162.387 kW zur Verfügung.
  • Bei einem Carnotfaktor von 20% kann für den Kalina-Prozess bei optimaler Anpassung von einem Wirkungsgrad von 16% ausgegangen werden. Damit ergibt sich als Leistung und Wirkungsgrad für das Gesamtverfahren:
    Pelt Kalina 16% 25.982 kW
    ηelt Kalina = Petl Kalina/ṁB·Hu 6,8%
  • Unter Berücksichtigung der Generatorverluste hat der kombinierte STIG-, HDD- und Kalina-Prozess mit integrierter Pre-Combustion-CO2-Abscheidung einen elektrischen Gesamtwirkungsgrad von: ηel ges = ηel koPro + ηelt ORC = 50,3% + 6,7% = 57,0%.
  • Das Energieflussdiagramm für das Ausführungsbeispiel 10 ist in 20 dargestellt.
  • Ausführungsbeispiel 11: Berechnung der Stoffdaten für die isochore Verdichtung des abgeschiedenen CO2
  • Nachdem das CO2 unter dem Verflüssigungsdruck von ca. 65 bar kondensiert und aus dem Synthesegas abgeschieden ist, beträgt die Enthalpie des CO2 bei 65 bar und 26°C –15,4 kJ/kg.
  • In einem weiteren Verfahrensschritt wird das CO2 unter die Umgebungstemperatur abgekühlt, im Ausführungsbeispiel auf 7°C. Die Enthalpie des CO2 bei 65 bar und 7°C beträgt –56,0 kJ/kg. Es ist also eine Wärmemenge von 40,4 kJ je kg CO2 abzuführen.
  • Die für die Kühlung des CO2 erforderlich Energie wird aus dem Energieinhalt des nach der Expansionsturbine (bzw. dem Drosselventil) stark unterkühlten Brenngases bereitgestellt. Das Brenngas verlässt die Expansionsturbine bzw. das Drosselventil nach Entspannung vom Verflüssigungsdruck auf den Turbineneingangsdruck stark unterkühlt – im Ausführungsbeispiel 1 beträgt die Enthalpie des Brenngases – 93,7 kJ/kg (bei einer Temperatur von – 55°C) nach Verlassen der Expansionsturbine. Bei den Stoffströmen in Ausführungsbeispiel 1 von 34,2 kg/s Brenngas und 40,5 kg/s CO2 ist die vom Brenngas aufzunehmende Wärmemenge von 3.203 kW deutlich größer, als die vom CO2 abzuführende Wärmemenge von 2.573 kW. Der Nachweis, dass die Unterkühlung des Brenngases für die Abkühlung des CO2 ausreicht, ist damit erfolgt.
  • Das spezifische Volumen von CO2 bei 65 bar und 7°C beträgt 1,099 dm3/kg. Bei isochorer Erwärmung des CO2 auf 20°C erhöht sich der Druck auf 160 bar.
  • Der im Ausführungsbeispiel 11 nach isochorer Verdichtung erreichte Zustand des CO2
    • – Dichte 1,099 dm3/kg,
    • – Temperatur 20°C
    • – Druck 160 bar
    liegt im überkritischen Bereich. Dieser Zustand ermöglicht den Rohrleitungstransport des CO2 in eine Lagerstätte.
  • ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
  • Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
  • Zitierte Nicht-Patentliteratur
    • „Verfahren zur CO2-Abscheidung und -Speicherung – Zusammenfassung” Forschungsbericht 203 41 110 UBA-FB 000938 S. 12 ff. [0002]
    • „Verfahren zur CO2-Abscheidung und -Speicherung-Zusammenfassung” Forschungsbericht 203 41 110 UBA-FB 000938 S. 15 [0006]
    • Zahoransky, Energietechnik, 4. Auflage 2009, S. 158 [0081]
    • Zahoransky, Energietechnik, 4. Auflage 2009, S. 158 [0130]

Claims (23)

  1. Verfahren zur integrierten Pre-Combustion-CO2-Abscheidung im STIG-Prozess dadurch gekennzeichnet, – dass aus dem eingesetzten Brennstoff zunächst in einer autothermen Wasserdampfvergasung (Reformierung) ein Wassergas erzeugt wird, das fast ausschließlich aus CO, CO2, N2 und H2 besteht, – dass das bei der Wasserdampfvergasung entstandene CO unter weiterer Zugabe von Wasserdampf in einer Wassergas-Shift-Reaktion in CO2 und H2 umgewandelt wird, – dass durch der Wassergas-Shift-Reaktion ein Synthesegases erzeugt wird, das fast ausschließlich aus CO2, N2 und H2 besteht, – dass die latente Wärme des heißen Wassergases und des heißen Synthesegases an den dem Vergaser zugeführten Brennstoff übertragen wird, – dass das CO2 mittels eines beliebigen Verfahrens aus dem Synthesegas abgetrennt wird, – dass das Brenngas nach der CO2-Abscheidung fast ausschließlich aus H2 und N2 besteht, – dass das Brenngas in der Brennkammer einer Gasturbine unter Zugabe von Wasserdampf mit Luft verbrannt wird, – dass das Arbeitsgas in der Gasturbine im wesentlichen aus N2 und Wasserdampf besteht und – dass die Abwärme der Gasturbine in einem Abhitzedampfkessel zur Erzeugung des für das Verfahren benötigten Prozessdampfes genutzt wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1 dadurch gekennzeichnet, dass der Prozessdampf in dem Abhitzedampfkessel auf einem hohen Druckniveau erzeugt wird und der Prozessdampf vor Eintritt in das Verfahren zunächst in einer Hochdruckdampfturbine entspannt wird.
  3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abwärme in einem kondensierenden Wärmeübertrager genutzt und an ein Wärmeversorgungsnetz übertragen wird
  4. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abwärme in einem kondensierenden Wärmeübertrager genutzt und an ein Wärmeversorgungsnetz übertragen wird
  5. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem Niederdruckdampfturbinenprozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
  6. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem Niederdruckdampfturbinenprozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
  7. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem ORC-Prozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
  8. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem ORC-Prozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
  9. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem Kalina-Prozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
  10. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die nach dem Abhitzedampfkessel anstehende Abgaswärme in einem Kalina-Prozess zur Stromerzeugung genutzt wird.
  11. Verfahren nach Anspruch 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 oder 10 dadurch gekennzeichnet, – dass die Abtrennung des CO2 aus dem Synthesegas mittels einer physikalischen Wäsche erfolgt, – dass das in der Lösung absorbierte CO2 in einem Desorber unter Zufuhr von Wärme freigesetzt wird, – dass das freigesetzte CO2 gekühlt und für den Weitertransport in eine CO2-Lagerstätte hoch verdichtet wird und – dass die arme Lösung nach der Desorption abgekühlt wird und wieder für das Auswaschen des CO2 verwendet werden kann,
  12. Verfahren nach Anspruch 11 dadurch gekennzeichnet, dass zur Beheizung des Desorbers die latente Wärme des CO2 nach dessen Verdichtung auf den Transportdruck genutzt wird. Der Wärmetransport erfolgt in einem geschlossenen Heizkreis mit Hilfe eines Thermofluids zwischen der Wärmerückgewinnung aus dem verdichteten CO2 und der Desorberheizung.
  13. Verfahren zum Abtrennen von CO2 aus Synthesegasen durch Kondensation, dadurch gekennzeichnet, – dass das nach der Wasserdampfvergasung und der Shift-Reaktion im wesentlichen aus CO2, N2 und H2 bestehende Synthesegas verdichtet wird, – dass der Verdichtungsdruck für das Synthesegas so bemessen wird, dass er unterhalb des kritischen Druckes von CO2 liegt und oberhalb des Druckes liegt, bei dem das CO2 bei Temperatur der Wärmesenke (Kühlwasser- bzw. Umgebungstemperatur) kondensiert – dass nach Kondensation und Abscheiden des CO2 bei dem gewähltem Druck-/Temperaturniveau ein Brenngas verbleibt, das fast ausschließlich aus N2 und H2 besteht, – dass das Brenngas in einer Expansionsturbine auf den Eingangsdruck des Gasturbinenprozesses entspannt wird. – dass das bei der Expansion abgekühlte Brenngas in einem Wärmeübertrager zur Kühlung des verflüssigten CO2 genutzt wird und damit mit ein kleineres spezifischen Volumens des flüssigen CO2 erreicht wird und – dass das flüssige, gekühlte CO2 in einem wie folgt aufgebauten Dreitaktverfahren isochor verdichtet wird • Takt 1 – Füllen des Verdichtungsbehälters mit verflüssigtem, unterkühlten CO2 bei Verflüssigungsdruck, • Takt 2 – Erwärmung des CO2 auf Umgebungstemperatur im geschlossenen Verdichtungsbehälter unter Anstieg des Druckes in den überkritischen Bereich • Takt 3 – Entleeren des überkritisch verdichteten CO2 in die CO2-Transportleitung
  14. Verfahren nach Anspruch 13 dadurch gekennzeichnet, dass zur Erwärmung des CO2 im Takt 2 die latente Wärme des verdichteten Synthesegases genutzt wird und der Wärmetransport zwischen Wärmeübertrager und Verdichtungsbehälter in einem geschlossenen Heizkreis mit Hilfe eines Thermofluids erfolgt
  15. Verfahren nach Anspruch 13 dadurch gekennzeichnet, dass das Brenngas in einem Drosselventil (an Stelle der Expansionsturbine) auf den Turbineneingangsdruck entspannt wird.
  16. Verfahren nach Anspruch 14 dadurch gekennzeichnet, dass das Brenngas in einem Drosselventil (an Stelle der Expansionsturbine) auf den Turbineneingangsdruck entspannt wird.
  17. Vorrichtung nach Anspruch 13 zur Abscheidung von CO2 aus Synthesegasen durch Verflüssigung und kontinuierlichen Verdichtung von CO2 mit folgendem Anlagenaufbau: a. Gasverdichter für Synthesegas b. Wärmeübertrager zwischen dem heißen Synthesegases nach Verdichtung und dem Brenngas vor Eintritt in die Brennkammer c. Wärmeübertrager zur Abkühlung des Synthesegases und Kondensation des CO2 mit Abgabe der Wärme an eine Wärmesenke d. Tröpfchenabscheider zum Trennen von CO2 und dem Brenngas e. Expansionsturbine zur Entspannung des Brenngases vom Verflüssigungsdruck für CO2 auf den Turbineneingangsdruck f. 1 St. Wärmeübertrager zwischen dem kalten expandierten Brenngas und dem verflüssigten CO2 g. mindestens 3 St. in versetzten Takten arbeitende, beheizte Verdichtungsbehälter, in denen das flüssige CO2 durch einen bewegliche Kolben von einem Arbeitsfluid getrennt ist h. mindestens 1 St. Einlassventil für flüssiges CO2 je Behälter i. mindestens 1 St. Auslassventil für überkritisch verdichtetes CO2 je Behälter j. mindestens 1 St. Einlassventil für das Arbeitsfluid je Behälter k. mindestens 1 St. Auslassventil für das Arbeitsfluid je Behälter l. mindestens 1 St. Überström und Ausgleichsbehälter für das Arbeitsfluid auf dem Druckniveau der CO2-Verflüssigung m. und 1 St. Pumpe zur Verdichtung des Arbeitsfluids vom Verflüssigungsdruck des CO2 auf den überkritischen Verdichtungsdruck des CO2.
  18. Vorrichtung nach Anspruch 14 zur Abscheidung von CO2 aus Synthesegasen durch Verflüssigung und kontinuierlichen Verdichtung von CO2 mit folgendem Anlagenaufbau: a. Gasverdichter für Synthesegas b. Wärmeübertrager zwischen dem heißen Synthesegases nach Verdichtung und dem Brenngas vor Eintritt in die Brennkammer c. Wärmeübertrager zwischen dem heißen Synthesegases nach Verdichtung und einem Thermofluid d. Wärmeübertrager zur Abkühlung des verdichteten Synthesegases und Kondensation des CO2 mit Abgabe der Wärme an eine Wärmesenke e. Tröpfchenabscheider zum Trennen von CO2 und dem Brenngas f. Expansionsturbine zur Entspannung des Brenngases vom Verflüssigungsdruck für CO2 auf den Turbineneingangsdruck g. 1 St. Wärmeübertrager zwischen dem kalten expandierten Brenngas und dem verflüssigten CO2 h. mindestens 3 St. in versetzten Takten arbeitende, mit dem beheizte Verdichtungsbehälter, in denen das flüssige CO2 durch einen bewegliche Kolben von einem Arbeitsfluid getrennt ist, und die Beheizung der Verdichtungsbehälter durch ein in Komponente b erwärmtes Thermofluid erfolgt, i. mindestens 1 St. Einlassventil für flüssiges CO2 je Behälter, j. mindestens 1 St. Auslassventil für überkritisch verdichtetes CO2 je Behälter, k. mindestens 1 St. Einlassventil für das Arbeitsfluid je Behälter, l. mindestens 1 St. Auslassventil für das Arbeitsfluid je Behälter, m. mindestens 1 St. Überström und Ausgleichsbehälter für das Arbeitsfluid auf dem Druckniveau der CO2-Verflüssigung und n. 1 St. Pumpe zur Verdichtung des Arbeitsfluids vom Verflüssigungsdruck des CO2 auf den überkritischen Verdichtungsdruck des CO2.
  19. Vorrichtung nach Anspruch 15 zur Abscheidung von CO2 aus Synthesegasen durch Verflüssigung und kontinuierlichen Verdichtung von CO2 mit folgendem Anlagenaufbau: a. Gasverdichter für Synthesegas b. Wärmeübertrager zwischen dem heißen Synthesegases nach Verdichtung und dem Brenngas vor Eintritt in die Brennkammer c. Wärmeübertrager zur Abkühlung des Synthesegases und Kondensation des CO2 mit Abgabe der Wärme an eine Wärmesenke d. Tröpfchenabscheider zum Trennen von CO2 und dem Brenngas e. Drosselventil zur Entspannung des Brenngases vom Verflüssigungsdruck für CO2 auf den Turbineneingangsdruck f. 1 St. Wärmeübertrager zwischen dem kalten expandierten Brenngas und dem verflüssigten CO2 g. mindestens 3 St. in versetzten Takten arbeitende, beheizte Verdichtungsbehälter, in denen das flüssige CO2 durch einen bewegliche Kolben von einem Arbeitsfluid getrennt ist h. mindestens 1 St. Einlassventil für flüssiges CO2 je Behälter i. mindestens 1 St. Auslassventil für überkritisch verdichtetes CO2 je Behälter j. mindestens 1 St. Einlassventil für das Arbeitsfluid je Behälter k. mindestens 1 St. Auslassventil für das Arbeitsfluid je Behälter l. mindestens 1 St. Überström und Ausgleichsbehälter für das Arbeitsfluid auf dem Druckniveau der CO2-Verflüssigung m. und 1 St. Pumpe zur Verdichtung des Arbeitsfluids vom Verflüssigungsdruck des CO2 auf den überkritischen Verdichtungsdruck des CO2.
  20. Vorrichtung nach Anspruch 16 zur Abscheidung von CO2 aus Synthesegasen durch Verflüssigung und kontinuierlichen Verdichtung von CO2 mit folgendem Anlagenaufbau: a. Gasverdichter für Synthesegas b. Wärmeübertrager zwischen dem heißen Synthesegases nach Verdichtung und dem Brenngas vor Eintritt in die Brennkammer c. Wärmeübertrager zwischen dem heißen Synthesegases nach Verdichtung und einem Thermofluid d. Wärmeübertrager zur Abkühlung des verdichteten Synthesegases und Kondensation des CO2 mit Abgabe der Wärme an eine Wärmesenke e. Tröpfchenabscheider zum Trennen von CO2 und dem Brenngas f. Drosselventil zur Entspannung des Brenngases vom Verflüssigungsdruck für CO2 auf den Turbineneingangsdruck g. 1 St. Wärmeübertrager zwischen dem kalten expandierten Brenngas und dem verflüssigten CO2 h. mindestens 3 St. in versetzten Takten arbeitende, mit dem beheizte Verdichtungsbehälter, in denen das flüssige CO2 durch einen bewegliche Kolben von einem Arbeitsfluid getrennt ist, und die Beheizung der Verdichtungsbehälter durch ein in Komponente b erwärmtes Thermofluid erfolgt, i. mindestens 1 St. Einlassventil für flüssiges CO2 je Behälter, j. mindestens 1 St. Auslassventil für überkritisch verdichtetes CO2 je Behälter, k. mindestens 1 St. Einlassventil für das Arbeitsfluid je Behälter, l. mindestens 1 St. Auslassventil für das Arbeitsfluid je Behälter, m. mindestens 1 St. Überström und Ausgleichsbehälter für das Arbeitsfluid auf dem Druckniveau der CO2-Verflüssigung und n. 1 St. Pumpe zur Verdichtung des Arbeitsfluids vom Verflüssigungsdruck des CO2 auf den überkritischen Verdichtungsdruck des CO2.
  21. Vorrichtung nach Anspruch 17, 18, 19 oder 20, dadurch gekennzeichnet, dass die Trennung von flüssigem CO2 und Arbeitsfluid im Verdichtungsbehälter nicht durch einen bewegliche Kolben sondern durch eine elastische Blase erfolgt.
  22. Vorrichtung zur kombinierte Wasserdampfvergasung und Shift-Reaktion, dadurch gekennzeichnet, – dass in einem aus einem Innen- und einem Mantelrohr bestehenden Brennstoff-/Gas-Wärmeübertrager die Wärme aus dem heißen Synthesegas auf den zugeführten Brennstoff übertragen wird, – dass der Brennstoff im Innenrohr des Brennstoff-/Gas-Wärmeübertragers dem Reformer zugeführt wird und durch den konvektiven Wärmeübergang sowohl der Brennstoff erhitzt wie auch ein Teil der für den endothermen Reformierungsprozess erforderlichen Wärme übertragen wird, – dass das heiße Synthesegas im Mantelrohr in Gegenrichtung zum Brennstoffstrom geführt wird, – dass im Vergaser die weitere für den Reformierungsprozess erforderliche Wärmezufuhr durch Teilverbrennung des eingesetzten Brennstoffs mit Luft erfolgt und – dass der Katalysator für die Wassergas-Shift-Reaktion an der für die Katalysatortemperatur optimalen Position im Mantelrohr des Brennstoff-/Gas-Wärmeübertragers eingebaut ist.
  23. Vorrichtung nach Anspruch 23, angepasst auf die Verwendung Asche bildender Brennstoffe, dadurch gekennzeichnet, – dass das Synthesegas nach Abkühlung auf die Katalysatortemperatur aus dem Mantelrohr des Brennstoff-/Gas-Wärmeübertragers ausgeleitet und in einer Kombination aus Fliehkraftstaubabscheider und Feinfilter entstaubt und gereinigt wird und – nach dieser Reinigung das Synthesegas in das Mantelrohr des Brennstoff-/Gas-Wärmeübertragers wieder eingeleitet wird und an den im Mantelrohr des Brennstoff-/Gas-Wärmeübertragers angeordneten Katalysatoren die Wassergas-Shift-Reaktion abläuft.
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