EP2342429A2 - Igcc-kraftwerk mit rauchgasrückführung und spülgas - Google Patents

Igcc-kraftwerk mit rauchgasrückführung und spülgas

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EP2342429A2
EP2342429A2 EP09776071A EP09776071A EP2342429A2 EP 2342429 A2 EP2342429 A2 EP 2342429A2 EP 09776071 A EP09776071 A EP 09776071A EP 09776071 A EP09776071 A EP 09776071A EP 2342429 A2 EP2342429 A2 EP 2342429A2
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EP
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gas
membrane
power plant
hydrogen
igcc power
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Withdrawn
Application number
EP09776071A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Ernst Riensche
Reinhard Menzer
Ludger Blum
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Forschungszentrum Juelich GmbH
Original Assignee
Forschungszentrum Juelich GmbH
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Filing date
Publication date
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Definitions

  • the invention relates to a power plant, in particular IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) power plant and a method for operating the same.
  • IGCC Integrated Gasification Combined Cycle
  • IGCC Integrated Gasification Combined Cycle.
  • IGCC power plants are gas and steam turbine power plants (CCGTs), which are preceded by a coal gasification stage.
  • CCGTs gas and steam turbine power plants
  • a combustible gas containing carbon monoxide and hydrogen is generated substoichiometrically from coal in a gasifier ( ⁇ approximately between 0.2 and 0.4).
  • oil, refinery residues, biomass or waste can be used.
  • the product gas is purified and fed to the gas and steam turbine process. With this method can be a carburetor efficiency of 0.6 and at residual heat use such a 0.8 reach.
  • the IGCC process enables the technically simple carbon dioxide separation before the actual combustion process, since physically favorable conditions for the separation in the form of a high total pressure and high concentrations of the gas components to be separated CO 2 or H 2 are present.
  • the carbon monoxide produced during the gasification can first be converted into carbon dioxide by means of steam in a shift stage and this can then be easily separated off due to the high pressure and sent to final storage. This is a significant advantage over techniques where the carbon dioxide needs to be removed from the flue gas.
  • the flue gas contains at atmospheric combustion over 80 percent nitrogen, the separation of which means considerable effort.
  • the IGCC technology can thus make a significant contribution to reducing carbon dioxide emissions and thus reducing the man-made greenhouse effect.
  • Another advantage of the IGCC is the use of a gas turbine with generator, which generates electrical energy from the combustion of the gas, and the combined use of the waste heat of this gas turbine in a downstream steam turbine. System efficiencies from 50 to 55 percent are achievable today and are well above the 40 to 45 percent of a normal coal-fired power plant.
  • a gas and steam combined cycle power plant is a power plant that combines the principles of a gas turbine power plant and a steam power plant.
  • a gas turbine serves as a heat source for a downstream waste heat boiler, which in turn acts as a steam generator for the steam turbine.
  • this coal gas is burned in the combustion chamber of the gas turbine and a part of the energy adhering to the gas is converted into mechanical energy by relaxation in a turbine process.
  • the existing sensible heat is utilized in a subsequent steam turbine process.
  • the concentration of carbon dioxide, CO 2 , in the flue gas of this process is low. It is typically less than 10% by volume.
  • a separation of the CO 2 from the flue gas can be carried out with the same method as is possible with today's conventional steam power plants. It should be noted that with decreasing concentration of CO 2 in the flue gas, the technical complexity for the separation of CO 2 increases. The technical effort to separate the CO 2 has a negative impact on the efficiency of the process.
  • Separation of the coal gas into a fuel gas containing no or only a small amount of carbon compounds CO (carbon monoxide) and CO 2 (carbon dioxide), and a gas stream containing exclusively or predominantly CO and CO 2 , is for the process of separation of the CO 2 and its conditioning for a disposal advantageous.
  • One possibility is to effect a separation of the hydrogen with a hydrogen membrane from a modified coal gas enriched by means of the shift reaction with hydrogen.
  • This leads to a residual gas, which, depending on the process, can contain such a high proportion of CO 2 , which makes it possible, if necessary, to liquefy the residual gas and thus to prepare it for disposal.
  • This goal can be achieved, for example, with an exclusively or predominantly hydrogen-permeable membrane.
  • the membrane is used without further flushing, that is, the hydrogen diffuses due to the reduced pressure on the permeate side by the natural driving force through the membrane. A strong reduction of the pressure is necessary to ensure sufficient driving force during the separation process and thus to achieve a sufficiently high degree of separation of the hydrogen.
  • the hydrogen produced in this way must first be compressed by very low pressures to pressures of approximately 25 bar, before it can be fed to the combustion chamber.
  • This H 2 recompression is energetically significantly complex and a major cause of the high efficiency losses of this procedure.
  • the purge gas has therefore changed at the exit from the membrane and now consists of about half of N 2 and H 2 .
  • the H 2 partial pressure has risen to a value about half the total permeate pressure.
  • the H 2 partial pressure is about half of the total pressure. This results in a hardly different from zero driving force in the membrane with the As a consequence, high degrees of separation for H 2 can at best only be achieved with intolerably large membrane areas.
  • DE 10 2008 011 771 describes another IGCC power plant with H 2 membranes, in which the first purge gas source in the form of the LZA is supplemented by a further, powerful purge gas source.
  • the flue gas from the downstream steam turbine can be returned to the combustion chamber of the gas turbine (see Figure 5).
  • the flue gas recirculation after stoichiometric air combustion represents a second possible purge gas source, which is characterized by a low oxygen content.
  • part of the already under high pressure exhaust gas of the combustion chamber of the gas turbine is guided to the permeate side of the membrane.
  • the exhaust gas from the combustion chamber regularly has temperatures above 1200 0 C, so that the flue gas must first be cooled before being fed to the H 2 membrane.
  • the high-temperature recuperators required for this are generally not cheap, or not available and may even cause energy losses by z.
  • B. Providing a final cooler at the end of the hot side of the recuperator, which adversely affects the energy balance of the entire system.
  • the object of the invention is to provide an improved IGCC power plant, in which a pressurized exhaust gas is generated, which consists almost exclusively of CO 2 , and can therefore be liquefied with only a small additional energy input. Furthermore, it is the object of the invention to provide such an IGCC power plant with simplified process control combined with an improved energy performance compared to the known state of the art. serten supply of purge gases to provide. Furthermore, it is the object of the invention to provide a method for operating such an IGCC power plant, which has the aforementioned properties.
  • the invention relates to an IGCC power plant with membranes for the separation of gases using purge gases and a method for operating the same, which advantageously allows the recovery of purge gases within the IGCC Pozesses.
  • the principle of the power plant according to the invention is based on the already known by divine [1] IGCC power plant with membrane, in which, however, advantageously the purge gas for the membrane is not external, z. B. is provided by an air separation plant, but this purge gas is taken mainly directly from the process itself.
  • the flue gas / exhaust gas of the combustion chamber of the gas turbine is used as a membrane purge gas, and further a flue gas recirculation of the exhaust gas from the waste heat boiler is provided back to the combustion chamber of the gas turbine
  • in the present invention advantageously a part of the exhaust gas of the gas turbine after passing through the waste heat boiler for the steam turbine now used directly as a purge gas for the H 2 membrane and compressed already before the membrane to the required pressure of the subsequent combustion.
  • the process according to the invention presented here is particularly advantageous over the usual IGCC processes because it leads to an exhaust gas which consists almost exclusively of CO 2 , which is also produced under pressure.
  • This exhaust gas can be liquefied with little additional energy input, and the pressure required for disposal can also be generated with liquid CO 2 with little additional energy.
  • the power plant according to the invention has the advantage that the purge gas for separating the hydrogen is likewise advantageously produced within the process, but not two cycles are needed, but only one.
  • the purge gas is not the high-temperature exhaust gas of the combustion chamber, but the moderately hot exhaust gas from the waste heat boiler is used.
  • the IGCC power plant according to the invention has, compared with the IGCC power plants known from the prior art, a circulation loop, comprising a hydrogen membrane for separating hydrogen from the process gas, a combustion chamber of the gas turbine, the gas turbine itself, and one of the gas turbine downstream waste heat boiler, for generating the steam for a steam turbine.
  • the lines of circulation extending from the exhaust side of the waste heat boiler to a "big" N 2 compressor, from there to the permeate side of the hydrogen membrane and from there back to the combustion chamber of the gas turbine and to the gas turbine and waste heat boiler.
  • the "big” N 2 Compressor is largely replaced the original "big” air compressor, but according to the only stoichiometric air supply is now only a "small” air compressor available.
  • a compressor is provided in the flue gas recirculation.
  • Kraftwerkes is the pressure level on the permeate side of the membrane with the pressure in the burner and this identical to the gas turbine inlet pressure, because an additional compression stage, alone for the membrane, does not make sense.
  • heat exchangers in front of and behind the hydrogen membrane, a blower or even an additional preheater can also be arranged in this circulation loop.
  • biomass or waste in a gasifier is gasified substoichiometrically ( ⁇ approximately between 0.2 and 0.4) to high-energy gas.
  • the resulting crude gas is cooled, the waste heat is already introduced into a steam turbine cycle.
  • the raw gas is purified and passes through desulfurization, filter u. a. Units.
  • the gas is burned in a gas turbine, wherein the combustion chamber is often integrated in the turbine housing.
  • the waste heat is used to evaporate liquid in a secondary circuit.
  • the steam itself is sent through a steam turbine and almost to
  • the residual heat can still be fed into a heat exchanger network.
  • the CO present in the crude gas is converted via a shift stage into CO 2 , which is subsequently separated off.
  • both physical scrubbers and membranes can be used.
  • a membrane selectively separating hydrogen is used.
  • the fuel in particular coal, is gasified by means of oxygen, advantageously from an air separation plant, over one Directed CO shift stage and the H 2 membrane fed.
  • the hydrogen transported through the membrane is fed to the combustion chamber of the gas turbine together with the nitrogen of the purge gas.
  • air is supplied in such a ratio that the resulting flue gas contains only small amounts of oxygen, so that the flue gas can be passed after passing through the waste heat boiler as purge gas to the permeate side of the H 2 membrane.
  • Small amounts in the sense of these inventions are to be understood as amounts of 0.1 to 1% by volume.
  • the air is supplied to the combustion chamber, in particular with an almost stoichiometric ratio ( ⁇ 1).
  • ⁇ stands for the combustion air ratio.
  • ⁇ > 1 means excess air and ⁇ ⁇ 1 air deficiency.
  • ⁇ ⁇ 1 in the
  • the predominantly N 2 -aus unde flue gas with temperatures around 400 0 C after recompression can be advantageous in the process according to the invention, without further intermediate heat exchanger, are fed directly to the H 2 membrane.
  • Known porous, ceramic membranes usually operate at temperatures between about 150 and 400 ° C. Above 400 ° C, sintering operations can adversely alter the pore structure. Below 150 ° C, water, which is present in most applications of membrane power plants on the feed or permeate side, can lead to a pore blockage.
  • part of the permeate stream (H 2 / N 2 gas ) could Mixing of the exiting purge stream) the incoming purge stream (N 2 ) by means of a circulation blower, which overcomes the pressure loss occurred in the membrane, are supplied, burned in a preheater, this proportion, and the heat generated directly to preheat the purge gas before entering the filter is used.
  • the heat of combustion could also be coupled via a heat exchanger, for. B. if the introduction of product water should be avoided in the membrane. In this case, the combustion gas would not get back into the membrane and fed directly to the burner of the gas turbine.
  • Hydrogen on the one hand, depends on the required final temperature of the purge gas and on the other hand on its mass flow. A typical case would be to increase the purge gas temperature from 400 to 600 ° C. For this purpose, about 15% by volume, or% by weight, of the permeate would have to be burned in the preheater (for comparison: according to FIG. 6, the entire permeate supplies so much heating heat that the temperature increase of about 1.5 times greater
  • N 2 -rich gas stream in the burner of the gas turbine is 4 times larger (400-1200 0 C)).
  • Such high operating temperatures for the purge gas are particularly desirable when a proton-electronic mixed conductor is used as a membrane. This usually requires temperatures between 500 and 700 0 C for optimum operation.
  • a polymer membrane is used for the hydrogen separation.
  • the optimum operating temperature of the H 2 - membrane is around 100 ° C, so that the purge gas is cooled before entering the membrane first through a recuperative heat exchanger to these temperatures.
  • this cooling is accompanied by a simultaneous heating of the permeate before it is introduced into the combustion chamber.
  • the process control according to the invention also allows additional support for the flushing gas flow rate by supplying DmCk-N 2 from an air separation plant.
  • N 2 is to be understood nitrogen gas under a pressure of at least about 20 bar, as typically by an air separation plant, which is specified for an IGCC, for
  • the invention advantageously combines a simplified process compared to the prior art for an IGCC power plant with an improved energy balance. It also allows adaptation to the use of different hydrogen membranes and related operating temperatures.
  • An essential component of the invention is that, in contrast to the standard IGCC, the exhaust gas of the gas turbine contains no or only very little oxygen and because of this property is suitable to be used as purge gas. The absence of oxygen is achieved by sufficiently low, only almost stoichiometric fresh air. The absence of oxygen in the purge gas ensures that the permeated through the membrane hydrogen does not burn when added to the purge gas, which would lead to an intolerable high temperature rise of the purge gas and the membrane.
  • the IGCC power plant according to the invention which is suitable for carrying out the process, therefore comprises a gasifier for the gasification of a solid fuel, a means for providing oxygen for the gasifier, at least one shift stage downstream of the gasifier for converting CO and water vapor into CO 2 and Hydrogen, at least one gas purification stage downstream of the gasifier, a hydrogen-selective membrane downstream of the gasifier, a means for providing purge gas for the permeate side of the membrane, and a gas turbine, with a conduit leading from the permeate side of the membrane to the combustion chamber of the gas turbine, and the means for providing the purge gas is the gas turbine, and another conduit is arranged from the gas turbine downstream waste heat boiler to the permeate side of the membrane.
  • FIG. 1 IGCC process with non-integrated air separation plant (LZA)
  • FIG. 2 IGCC process with integrated air separation plant (LZA)
  • FIG. 3 IGCC process with integrated air separation plant (LZA) and unpurged H 2
  • FIG. 4 IGCC process with integrated air separation plant (LZA) and weakly purged H 2 membrane for separating CO 2 , N 2 purging gas completely from LZA, from [1]
  • FIG. 5 IGCC process with integrated air separation plant (LZA) and highly purged H 2 membrane for separating CO 2, N 2 purging gas from exhaust gas of the combustion chamber of the gas turbine [from DE 10200801 1771]
  • LZA integrated air separation plant
  • H 2 membrane for separating CO 2, N 2 purging gas from exhaust gas of the combustion chamber of the gas turbine
  • FIG. 6 IGCC process according to the invention with integrated air separation plant (LZA) and highly purged H 2 membrane for separating off CO 2 , N 2 purging gas from exhaust gas of the waste heat boiler and optionally additionally from LZA
  • LZA integrated air separation plant
  • FIG. 7 IGCC process according to the invention with integrated air separation plant (LZA) and strongly purged H 2 membrane for separating off CO 2 , N 2 purging gas from exhaust gas of the waste heat boiler and optionally additionally from LZA, with additional preheating circuit for raising the purge gas temperature from approx. 400 to 500 - 700 ° C at the entrance to the membrane in order to be able to operate a diaphragm with a characteristic operating temperature of 500 - 700 ° C
  • LZA integrated air separation plant
  • H 2 membrane for separating off CO 2 , N 2 purging gas from exhaust gas of the waste heat boiler and optionally additionally from LZA
  • additional preheating circuit for raising the purge gas temperature from approx. 400 to 500 - 700 ° C at the entrance to the membrane in order to be able to operate a diaphragm with a characteristic operating temperature of 500 - 700 ° C
  • Figure 8 According to the invention IGCC process with integrated air separation plant (LZA) and heavily flushed H 2 membrane for separating CO 2 , N 2 purge gas from exhaust gas of the waste heat boiler and optionally additionally from LZA, with additional recuperative heat exchanger for lowering The purge gas temperature of about 400 ° C to about 100 - 300 ° C at the entrance to the membrane in order to operate membranes with characteristic operating temperatures of about 100 - 300 ° C.
  • LZA integrated air separation plant
  • coal gas conditioning possibly including shift stage 3 H 2 membrane
  • FIGS. 9 to 11 Example of a simulated hydrogen separation for a better understanding of the driving forces prevailing there are described in FIGS. 9 to 11.
  • FIG. 9 Example of an unspushed H 2 membrane (see concept according to FIG. 3)
  • FIG. 10 Example of a slightly rinsed H 2 membrane (see concept according to FIG. 4)
  • FIG. 11 Example of a strongly rinsed H 2 membrane (see Concepts according to FIGS. 5 to 8)
  • GT gas turbine
  • G generator
  • AHK waste heat boiler
  • DT steam turbine
  • the fuel in particular coal, is gasified in a gas stream which has only a small nitrogen content.
  • the ratio of the oxygen content to the proportion of nitrogen and argon should be advantageous in the
  • the gas stream can also contain steam and CO 2 in addition to oxygen.
  • the conditioned coal is in a gasifier (1) at high temperatures in the said gas stream at elevated pressure, preferably not less than 30 bar, transferred to a carbon monoxide-rich, hydrogen-containing process gas. This process takes place typical shear at temperatures between 800 and 1500 0 C. The resulting gas is cooled. The excess heat is utilized in the overall process.
  • a shift process (2) the carbon monoxide-rich process gas is subsequently converted into a hydrogen-rich product gas, which now contains the carbon dioxide to be separated off.
  • the process gas is subjected to various gas purification stages with solids and sulfur separation, which are not considered further here, in line with the individual process steps. These gas purification steps can be arranged before, behind, and between the individual shift stages. Even within the shift stages, steps necessary for gas purification can be arranged.
  • the coal gas is to be separated off from the CO 2 -containing gas stream by means of a membrane which operates specifically. This will be in another
  • H 2 hydrogen
  • the CO 2 -rich residual gas with only a small amount of H 2 remains below the operating pressure of the gasification and can be fed to a process for conditioning
  • the membrane (3) is preferably a membrane that conducts hydrogen ions, ie protons, and that is characterized by high selectivity for H 2 over CO 2 due to this transport mechanism. It is also possible to use another membrane suitable for the separation of hydrogen. Particularly suitable H 2 membranes are porous, ceramic membranes, protonic-electronic mixed conductors and polymer membranes.
  • a purge gas is used on the permeate side.
  • This purge gas normally has the same or similar pressure as the burner at the inlet of the gas turbine, since a subsequent compression of the purge gas leaving the membrane is not provided.
  • the process gas in the membrane normally has the same or similar pressure as the gasification, and the gasification normally has the same or similar pressure as the gas
  • polymer membranes are particularly suitable for use when high differential pressures occur.
  • Today, their application range extends from 1 to 150 bar on the process gas side and from 50 mbar to 20 bar on the permeate side (specification of the company BORSIG). So even today in membrane plants by means of polymer membranes CO 2 from natural gas, which is still under high pressure after promotion, separated.
  • the process gas which touches the membrane on the primary side (process gas side, retentate side), is deprived of hydrogen so that the hydrogen migrates through the membrane.
  • the driving potential here is the partial pressure difference of the hydrogen between the
  • the permeate side is the secondary side, i. H. the side of the membrane to which the hydrogen migrates. To maintain the hydrogen partial pressure difference, there must always be a sufficient supply of purge gas.
  • An essential step of the invention in this method is that the purge gas from the
  • Combustion product of the gas turbine (4a) itself is obtained, and only after the exhaust gas of the gas turbine (4b) has passed through the downstream waste heat boiler (4c). At this point, the combustion product is depressurized (about 1 bar) and has a low Temperature. There is always taken as much exhaust gas as is required to limit the combustion temperature in the combustion chamber (4a) of the gas turbine.
  • a combined compressor (6) to be operated under uniform pressure for both N 2 (recirculated flue gas) and for air brings the gas streams which are supplied in particular for the purpose of cooling the gas turbine combustion chamber (4 a) to the required pressure level the gas turbine.
  • the purge gas contains substantially nitrogen, water vapor and only a very small proportion of oxygen, since the combustion in the gas turbine (4a-4b) is usually carried out with a nearly stoichiometric oxygen-fuel ratio (as a further step essential to the invention in this process) ( ⁇ ⁇ 1), as well as small amounts of CO 2 and argon.
  • a possible gas composition would be, for example, as follows: N 2 : 65-75 vol% H 2 O: 25-30 vol% O 2 : 0.6-1 vol%
  • porous ceramic membranes work particularly advantageously around 400 ° C.
  • proton-electronic mixed conductors prefer higher temperatures between 500 and 700 ° C., in particular between 550 and 600 ° C.
  • polymer membranes should be used regularly at not more than 100 ° C.
  • the recirculated flue gas after the waste heat boiler and before the N 2 compressor (6) initially low temperatures.
  • the N 2 compressor (6) in the compression of 1 bar to about 25 bar (with intermediate cooling), it then experiences a temperature increase to about 400 ° C, so that when using a porous ceramic membrane advantageously no further temperature adjustment of the recirculated Flue gas / purge gas is necessary (see Figure 6).
  • the process can be adapted such that a portion of the hydrogen / nitrogen mixture produced in the permeate space of the membrane is combusted almost stoichiometrically with small amounts of oxygen in a partial combustion in a preheater (8) (see FIG. 7).
  • the heat generated in this way can be used to ensure that it is insufficiently tempered
  • H 2 membrane (3) Heat sufficient flue gas / purge gas on the permeate side of the H 2 membrane (3).
  • hydrogen for example in the form of protons, permeates from the process gas side, ie the feed and retentate side, to the permeate side and in this way is supplied to the purge gas.
  • the gas stream present on the permeate side behind the membrane contains, in addition to the purge gas, the substantial amount of hydrogen produced in the gas production process.
  • This gas consists essentially of nitrogen and hydrogen and is present at a pressure that allows this gas flows as coal gas into the combustion chamber of the gas turbine.
  • the H 2 separation is simulated by way of example as a function of different boundary conditions, in particular as a function of the total permeate pressure and of the N 2 purge gas used.
  • FIG. 9 shows the conditions for an unspurged H 2 membrane.
  • the driving force is high when entering the membrane, for example, 14.5 bar and the H 2 - separation is initially good. However, if the very high energy removal efficiency range is achieved during the separation process (90% separation and above), then the drive force will decrease to zero before reaching 100% separation efficiency. This means that only degrees of separation significantly below 100%, z. B. 90%, can be realized. 10% of the hydrogen is then not available for power generation in the gas and steam process.
  • the permeate pure hydrogen
  • the permeate only has a pressure of 0.5 bar and therefore must be disadvantageously compressed before entering the combustion chamber to the operating pressure. If one were to choose a higher permeate pressure than 0.5 bar in order to save compression energy, the driving force would be even lower, especially at the end of the separation process, and the achievable H 2 separation level would still be less than about 90%.
  • FIG. 10 shows a simulation with a weakly flushed H 2 membrane, as shown in FIGS.
  • the purge gas produced from the air separation plant pressure N 2 is used with a pressure of about 25 bar.
  • the flow ratio of N 2 to H 2 is at most about 1: 1.5, resulting in either no driving force for H 2 transport through the membrane or a driving force hardly different from zero. Accordingly, a high degree of separation will at most only be achievable with intolerably large membrane surfaces.
  • FIG. 11 shows the simulated separation of H 2 in the case of a strongly purged H 2 membrane, wherein the purge gas is provided on the one hand from the air separation plant (pressure N 2 at 25 bar), but on the other hand for the most part from the flue gas recirculation, also below 25 bar ,
  • the flow ratio of N 2 to H 2 is now approximately 4: 1, which was determined by simulation calculation with the commercial plant program PRO / II. Due to the vigorous rinsing, low H 2 partial pressures result in the purge gas on the permeate side. Correspondingly, high driving forces are present and, in particular at the end of the separation process, are the
  • Membrane must have only a small increase. The following considerations give an orientation.
  • the local permeate current density is proportional to the driving force, ie the H 2 partial pressure difference between the feed and permeate side. Since the required local membrane area is inverse to the permeate current density, it is also inversely proportional to the H 2 partial pressure difference. This is in the middle of the separation process at 50% separation about 5 bar and at 90% or 97% separation about 1 and 0.5 bar.
  • This retentate of the H 2 membrane (3) regularly remains only a small amount of hydrogen.
  • This retentate essentially contains the carbon dioxide generated in the gas production process, as well as water vapor and the already mentioned remainder of hydrogen.
  • This retentate has the pressure as dictated by the process. This pressure is preferably 20 -30 bar and is regularly reduced only by the pressure loss, as it results from the leadership of the gas flow through the apparatus and pipes.
  • a particularly advantageous embodiment of the invention provides that the remaining hydrogen in the retentate is burned in a combustion step.
  • the necessary Oxygen-containing gas can advantageously be taken from the oxidation gas upstream of the gasifier (1).
  • substantially pure oxygen can be taken off at an additional removal point downstream of the oxygen compression and used in the combustion.
  • the resulting during this combustion and under process pressure gas flow contains almost exclusively carbon dioxide (CO 2 ) and water vapor. Part of this gas stream can be separated and fed to the conditioning of the CO 2 after cooling with condensation and separation of the water.
  • CO 2 carbon dioxide
  • the option for such an increase in the CO 2 content in this gas is a significant advantage of this concept, which can lead to the more effective and cost-effective conditioning of CO 2 from this power plant.
  • a further advantageous embodiment of the invention provides that another part can optionally be used as purge gas for an oxygen membrane for the purpose of separating oxygen from air.
  • compressed air is taken behind the air compressor of the gas turbine and fed to an oxygen membrane on the primary side.
  • the purge gas advantageously a diverted stream from the residual gas, is fed to the secondary side, ie the permeate side of the membrane.
  • the O 2 membrane is preferably a membrane that conducts oxygen ions.
  • the driving potential in the separation process is the difference between the partial pressures of the oxygen of the air side and the permeate side.
  • the oxygen migrates through the membrane to the permeate side in the purge gas. In this way, a significant part or the total amount of oxygen required for coal gasification can be separated from the air by means of a membrane instead of a conventional air separation plant.
  • the gas stream on the permeate contains predominantly oxygen, purge gas, ie CO 2 -rich residual gas and foreign gases.
  • the foreign gases come mainly from the air, because they also permeate through the membrane to a small extent.
  • the ratio of the amount of oxygen to the amounts of these foreign gases is preferably in the vicinity of 20. Such a ratio regularly allows a content of carbon dioxide in the dried exhaust gas of the gasification process of more than 95% by volume.
  • a further advantageous embodiment of the invention as already partially described in DE 10200801 1771, provides that a further part of the amount of oxygen necessary for the gasification of the coal, which is largely free of foreign gases, in a further separation step via another Membrane can be recovered. Again, the ratio between the amount of oxygen and amount of foreign gas in the permeate should preferably in the
  • the resulting oxygen stream is compressed to the required pressure with a compressor for further use.
  • the oxygen thus obtained can be advantageously used by varying its amount for regulating the oxygen concentration for the gasification of the coal in the gasifier (1). If the oxygen membrane operated with purge gas can supply the amount of oxygen necessary for the overall process, this second oxygen membrane and the associated compressor can be dispensed with.
  • the retentate from the oxygen membranes can be supplied as the oxidant of the gas turbine. This reduces the need for fresh air, which is supplied to the gas turbine for the purpose of limiting the temperature.
  • the waste gas stream (residual gas) originating from the combustion of the residual hydrogen, of which a part is optionally separated off before the oxygen membrane, consists essentially of carbon dioxide and water vapor. Minor impurities can come in particular from the various gas separations.
  • This gas stream is at process pressure
  • FIG. 12 shows the flow rate ratios in the IGCC process according to the invention for better understanding.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks, bei dem Kohlegas aus dem Vergaser, umfassend CO und Wasserstoff, wenigstens einer Shiftstufe zugeführt wird, wo eine Umwandlung überwiegend in CO2 und Wasserstoff erfolgt, und das Kohlegas wenigstens einem Gasreinigungsschritt unterzogen wird. Das Kohlegas wird über eine Membran geleitet, welches den Wasserstoff selektiv aus dem Kohlegas zumindest teilweise abtrennt. Zum Erreichen eines treibenden Potentials bei der Membran wird ein Spülgas auf der Seite des Permeats eingesetzt. Das an Wasserstoff abgereicherte Retentat wird einer CO2-Konditionierung zugeführt, während der abgetrennte Wasserstoff zusammen mit dem Spülgas einer Gasturbine als Brenngas zugeführt wird. Erfindungsgemäß wird als Spülgas für die Membran ein Teil des in der Gasturbine erzeugten Abgases, nachdem dieses den der Gasturbine nachgeschalten Abhitzekessel verlassen hat, eingesetzt. Beim erfindungsgemäßen Kraftwerk fungiert die Gasturbine gleichzeitig als Mittel zur Bereitstellung des Spülgases. Das Kraftwerk umfasst eine Leitung von dem der Gasturbine nachgeschalteten Abhitzekessel zur Permeatseite der Membran.

Description

B e s c h r e i b u n g
Die Erfindung betrifft ein Kraftwerk, insbesondere IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) -Kraftwerk sowie ein Verfahren zum Betreiben desselben.
Stand der Technik
Die Kurzbezeichnung IGCC steht für Integrated Gasification Combined Cycle. IGCC-Kraft- werke sind Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke (GuD-Kraftwerk), denen eine Stufe zur Kohlevergasung vorgeschaltet wird. Bei der Kohlevergasung wird aus Kohle in einem Vergaser unterstöchiometrisch (λ ungefähr zwischen 0,2 und 0,4) ein brennbares Gas, das Kohlen- monoxid und Wasserstoff enthält, erzeugt. Mittlerweile können auch alternativ Öl, Raffinerie- Rückstände, Biomasse oder Abfall eingesetzt werden. Das Produktgas wird gereinigt und dem Gas- und Dampfturbinenprozess zugeführt. Mit diesem Verfahren lässt sich ein Vergaser- Wirkungsgrad von 0,6 und bei Restwärmenutzung ein solcher von 0,8 erreichen.
Der IGCC-Prozess ermöglicht die technisch einfache Kohlendioxid-Abscheidung vor dem eigentlichen Verbrennungsprozess, da physikalisch günstige Bedingungen für die Abtrennung in Form eines hohen Gesamtdrucks und hoher Konzentrationen der zu trennenden Gaskom- ponenten CO2 bzw. H2 vorliegen. In zwei zusätzlichen Schritten kann das bei der Vergasung entstehende Kohlenmonoxid zunächst in einer Shift-Stufe mittels Wasserdampf in Kohlendioxid überführt werden und dieses anschließend auf Grund des hohen Druckes leicht abgetrennt und einer Endlagerung zugeführt werden. Dies ist ein wesentlicher Vorteil im Vergleich zu Techniken, bei denen das Kohlendioxid aus dem Rauchgas entfernt werden muss. Das Rauchgas enthält bei einer atmosphärischen Verbrennung über 80 Prozent Stickstoff, dessen Abtrennung erheblichen Aufwand bedeutet. Die IGCC-Technologie kann damit einen wesentlichen Beitrag zur Senkung der Kohlendioxid-Emissionen und damit zur Verringerung des vom Menschen verursachten Treibhaus-Effektes beitragen.
Ein weiterer Vorteil des IGCC besteht in der Nutzung einer Gasturbine mit Generator, die aus der Verbrennung des Gases elektrische Energie erzeugt, und der kombinierten Nutzung der Abwärme dieser Gasturbine in einer nachgeschalteten Dampfturbine. Systemwirkungsgrade von 50 bis 55 Prozent sind heute erreichbar und liegen deutlich über den 40 bis 45 Prozent eines normalen Kohlekraftwerks.
Kraftwerke dieser Bauart (siehe Figur 1 oder 2) werden bisher in der Art betrieben, dass das im Vergasungsprozess erzeugte Gas (Kohlegas) nach der erforderlichen Gasreinigung unmittelbar als Brenngas dem GuD-Prozess zugeführt wird. Ein Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk (GuD) ist ein Kraftwerk, in dem die Prinzipien eines Gasturbinenkraftwerkes und eines Dampfkraftwerkes kombiniert werden. Eine Gasturbine dient dabei als Wärmequelle für einen nachgeschalteten Abhitzekessel, der wiederum als Dampferzeuger für die Dampfturbine wirkt. In diesem GuD-Prozess wird dieses Kohlegas in der Brennkammer der Gasturbine verbrannt und ein Teil der dem Gas anhaftenden Energie durch Entspannung in einem Turbi- nenprozess in mechanische Energie überfuhrt. Die vorhandene fühlbare Wärme wird in einem anschließenden Dampfturbinenprozess verwertet. Die Konzentration an Kohlendioxid, CO2, im Rauchgas dieses Prozesses ist gering. Sie liegt typischerweise unter 10 Vol.-%. Eine Ab- trennung des CO2 aus dem Rauchgas kann mit dem gleichen Verfahren durchgeführt werden, wie das bei den heute üblichen Dampfkraftwerken möglich ist. Dabei ist zu beachten, dass mit sinkender Konzentration an CO2 im Rauchgas der technische Aufwand zur Abtrennung des CO2 ansteigt. Der technische Aufwand zur Abtrennung des CO2 hat einen negativen Einfluss auf den Wirkungsgrad des Verfahrens.
Eine Auftrennung des Kohlegases in ein Brenngas, das keinen oder nur einen geringen Teil an Kohlenstoffverbindungen CO (Kohlenmonoxid) und CO2 (Kohlendioxid) enthält, und einen Gasstrom, der ausschließlich oder überwiegend CO und CO2 enthält, ist für den Vorgang der Abtrennung des CO2 und dessen Konditionierung für eine Endlagerung vorteilhaft.
Eine Möglichkeit ist es, aus einem modifizierten, mittels der Shift-Reaktion mit Wasserstoff angereicherten Kohlegas eine Abtrennung des Wasserstoffs mit einer Wasserstoffmembran zu bewirken. Dies führt zu einem Restgas, das, abhängig von der Verfahrensführung, einen so hohen Anteil an CO2 enthalten kann, der es ermöglicht, das Restgas ggf. zu verflüssigen und somit für eine Endlagerung vorzubereiten. Dieses Ziel kann beispielsweise mit einer ausschließlich oder überwiegend für Wasserstoff durchlässigen Membran erreicht werden. In einer Ausgestaltung dieser Variante (Figur 3) wird die Membran ohne weitere Spülung eingesetzt, das heißt der Wasserstoff diffundiert auf Grund des verringerten Drucks auf der Permeatseite durch die natürliche Triebkraft durch die Membran. Eine starke Verringerung des Druckes ist notwendig, um auch im Verlauf des Trennprozesses ausreichende Triebkraft zu gewährleisten und so einen hinreichend hohen Abtrenngrad des Wasserstoffs zu erreichen.
Nachteilig muss der so erzeugte Wasserstoff zunächst von sehr geringen Drücken auf Drücke um ca. 25 bar verdichtet werden, bevor er der Brennkammer zugeleitet werden kann. Diese H2-Rekompression ist energetisch signifikant aufwändig und eine wesentliche Ursache für die hohen Wirkungsgradeinbußen dieser Verfahrensführung.
Wird ein weniger tiefes Druckniveau auf der Permeatseite gewählt, um den Energieaufwand der H2-Rekompression zu minimieren, so wird nachteilig ein erheblicher Anteil des Wasserstoffs im Retentat verbleiben und nicht dem GuD-Prozess zugeführt. Dieser Wasserstoff ist entweder gänzlich für die Stromerzeugung verloren oder kann nach Verbrennung mit aufwän-. dig zu erzeugendem Sauerstoff lediglich zur Stromerzeugung in einem Dampfkraftprozess, der geringeren Wirkungsgrad als ein GuD-Prozess aufweist, genutzt werden. Bei Verbrennung mit Luft würde Stickstoff eingeschleust werden und das CO2-reiche Retentat dadurch nachteilig verunreinigt werden. Über frühere Studien zu derartigen Konzeptvarianten berichtet Göttlicher [I].
Eine weitere Modifikation des IGCC-Prozesses wurde ebenfalls bereits von Göttlicher [1] genannt. Als eine Möglichkeit zur Verbesserung der Wasserstoffabtrennung schlägt Göttlicher dabei auch die Verwendung von Druck-Stickstoff als Spülgas vor. Der Stickstoff wird dabei, wie auch beim sonst üblichen IGCC-Prozess, aus einer für die Vergasung notwendigen Luftzerlegungsanlage, LZA, erhalten (siehe Figur 4). Dabei entspricht der Spülmengenstrom an N2 in der Regel ungefähr dem des durch die Membran diffundierenden Wasserstoffs.
Das Spülgas hat sich also am Austritt aus der Membran verändert und besteht nun je etwa zur Hälfte aus N2 und H2. Somit ist der H2-Partialdruck auf einen Wert angestiegen, der etwa halb so groß wie der Permeat-Gesamtdruck ist. Auch auf der Feedseite direkt gegenüber, am Eintritt des Feeds in die Membran, beträgt der H2-Partialdruck etwa die Hälfte des Gesamtdruckes. Daraus resultiert eine kaum von Null verschiedene Triebkraft in der Membran mit der Folge, dass hohe Abtrenngrade für H2 allenfalls nur mit untolerierbar großen Membranflächen erzielt werden können.
In DE 10 2008 011 771 wird ein weiteres IGCC-Kraftwerk mit H2-Membranen beschrieben, bei dem die erste Spülgasquelle in Form der LZA um eine weitere, kräftige Spülgasquelle ergänzt wird. Als weitere Verbesserung des Wirkungsgrades ist dort vorgesehen, dass das Rauchgas aus der nachgeschalteten Dampfturbine wieder zur Brennkammer der Gasturbine zurückgeführt werden kann (siehe Figur 5). Die Rauchgasrückführung nach stöchiometrischer Luftverbrennung stellt eine zweite mögliche Spülgasquelle dar, die sich durch einen geringen Sauerstoffgehalt auszeichnet. Zu diesem Zweck wird ein Teil des schon unter hohem Druck stehenden Abgases der Brennkammer der Gasturbine zur Permeatseite der Membran geführt. Dies funktioniert umso besser, je weniger O2 im Rauchgas enthalten ist, weil Sauerstoff gegebenenfalls unmittelbar mit dem H2-Permeat reagieren und einen untolerierbar hohen Temperaturanstieg von beispielsweise einigen hundert Grad innerhalb der H2-Membran verursachen würde. Um den Sauerstoffgehalt des Abgases/Rauchgases möglichst niedrig zu halten wird in der Regel ein nahezu stöchiometrisches Verhältnis von Luft und Brennstoff (H2-Gas) eingesetzt, was sich in dem Parameter λ ~ 1 widerspiegelt. Im Standard-IGCC erfolgt eine überstö- chiometrische Luftverbrennung, so dass der große stickstoffreiche Rauchgasstrom in der Regel mehr als 10 Mol-% Sauerstoff enthält und in dieser Form als Spülgas nicht geeignet ist.
Das Abgas aus der Brennkammer weist regelmäßig Temperaturen oberhalb von 1200 0C auf, so dass das Rauchgas vor der Zuführung zu der H2-Membran zunächst abgekühlt werden muss. Die dafür benötigten Hochtemperatur-Rekuperatoren sind in der Regel nicht preiswert, bzw. nicht verfügbar und verursachen unter Umständen auch noch Energieverluste durch z. B. Vorsehen eines Schlusskühlers am Ende der heißen Seite des Rekuperators, was sich nachteilig auf die Energiebilanz des Gesamtsystems auswirkt.
AufRabe der Erfindung
Aufgabe der Erfindung ist es, ein verbessertes IGCC-Kraftwerk zur Verfügung zu stellen, bei dem ein unter Druck stehendes Abgas erzeugt wird, das fast ausschließlich aus CO2 besteht, und daher mit nur geringem zusätzlichem Energieaufwand verflüssigt werden kann. Ferner ist es die Aufgabe der Erfindung, ein solches IGCC-Kraftwerk mit, gegenüber dem bekannten Stand der Technik, vereinfachter Verfahrensführung kombiniert mit einer energetisch verbes- serten Zufuhrung von Spülgasen bereit zu stellen. Des Weiteren ist es die Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zum Betreiben eines solchen IGCC-Kraftwerks zur Verfügung zu stellen, welches die vorgenannten Eigenschaften aufweist.
Die Aufgaben der Erfindung werden gelöst durch ein IGCC-Kraftwerk mit der Gesamtheit an
Merkmalen gemäß Hauptanspruch, sowie durch ein Verfahren zum Betreiben desselben gemäß Nebenanspruch. Vorteilhafte Ausgestaltungen des Kraftwerkes, bzw. des Verfahrens finden sich in den jeweils rückbezogenen Ansprüchen.
Gegenstand der Erfindung
Die Erfindung betrifft ein IGCC-Kraftwerk mit Membranen zwecks Trennung von Gasen unter Nutzung von Spülgasen sowie ein Verfahren zum Betreiben desselben, welches vorteilhaft die Gewinnung der Spülgase innerhalb des IGCC-Pozesses ermöglicht.
Das Prinzip des erfindungsgemäßen Kraftwerkes basiert auf dem schon durch Göttlicher [1] bekannten IGCC-Kraftwerk mit Membran, bei dem jedoch vorteilhaft das Spülgas für die Membran nicht extern, z. B. durch eine Luftzerlegungsanlage bereit gestellt wird, sondern dieses Spülgas überwiegend direkt aus dem Prozess selbst entnommen wird. Im Unterschied zu DE 102008011771, wo einerseits als Membran-Spülgas das Rauchgas/Abgas der Brenn- kammer der Gasturbine verwendet wird, und ferner eine Rauchgasrückführung des Abgases aus dem Abhitzekessel zurück zur Brennkammer der Gasturbine vorgesehen ist, wird bei der vorliegenden Erfindung vorteilhaft ein Teil des Abgases der Gasturbine nach Durchlaufen des Abhitzekessels für die Dampfturbine nunmehr direkt als Spülgas für die H2-Membran eingesetzt und bereits vor der Membran auf den erforderlichen Druck der nachfolgenden Verbren- nung komprimiert.
Nachdem das Spülgas nunmehr den Umweg über die Membran genommen und sich dort auch noch mit H2 angereichert hat, erfüllt es auch weiterhin seine ursprüngliche Aufgabe im Brenner, nämlich den Verbrennungsprozess gezielt so zu kühlen, dass die gewünschte Turbinen- Eintrittstemperatur erreicht wird. Während diese Kühlung ursprünglich mit Luft erfolgte, fehlt nun die O2-Komponente, was durch eine entsprechend erhöhte N2-Menge ausgeglichen wird. Ein weiterer Unterschied zu DE 102008011771, wo die Spülgasmenge in dem inneren der beiden Gaskreisläufe frei wählbar ist, besteht darin, dass in der vorliegenden Erfindung die Spülgasmenge eindeutig festgelegt ist durch die Randbedingungen des Gasturbinenprozesses. Es hat sich aber gezeigt, dass die resultierenden typischen Spülgasmengen völlig ausreichend sind, um den Membran-Trennprozess sehr günstig betreiben zu können. Im Unterschied zu DE 10200801 1771, wo ein aufwändiger Hochtemperatur- Rekuperator erforderlich ist, tritt in der vorliegenden Erfindung infolge der einfachen Prozessführung (nur ein Gaskreislauf) kein oder nur geringer zusätzlicher Aufwand auf für die Überführung der Luft-Brennerkühlung in eine Brennerkühlung mit rückgeführtem O2-freien N2-Abgas, zu dem Zwecke, dieses vor dem Brenner (wiederum ohne signifikanten energetischen Aufwand) zusätzlich als Spülgas die Permeatseite der H2-Membran durchströmen zu lassen.
Das hier dargestellte erfindungsgemäße Verfahren ist gegenüber den üblichen IGCC-Ver- fahren besonders vorteilhaft, weil es zu einem Abgas führt, das fast ausschließlich aus CO2 besteht, welches zudem unter Druck erzeugt wird. Dieses Abgas kann mit geringem zusätzlichem Energieaufwand verflüssigt werden, und der für eine Endlagerung notwendige Druck kann bei flüssigem CO2 ebenfalls mit geringem zusätzlichem Energieaufwand erzeugt werden. Es ist in der Regel kein weiterer Schritt als Aufbereitung des Abgases zur Anreicherung des CO2 im Abgas notwendig, weil alle dafür notwendigen Schritte integrale Bestandteile des Verfahrens sind.
Gegenüber dem bisher bekannten Vorschlag von Göttlicher (Fig. 4 aus [I]), hat es den Vorteil, dass das Spülgas zur Abtrennung des Wasserstoffs in einer Membran nicht komplett von außen, z. B. aus einer Luftzerlegungsanlage (LZA), zugeführt werden muss, sondern überwiegend innerhalb des Prozesses erzeugt wird.
Gegenüber dem IGCC-Kraftwerk aus der Anmeldung DE 102008011771 hat das erfindungs- gemäße Kraftwerk den Vorteil, dass das Spülgas zur Abtrennung des Wasserstoffs zwar ebenso vorteilhaft innerhalb des Prozesses erzeugt wird, jedoch werden nicht zwei Kreisläufe benötigt, sondern nur noch einer. Als Spülgas wird nicht das hochtemperierte Abgas der Brennkammer, sondern das moderat heiße Abgas aus dem Abhitzekessel verwendet.
Das erfindungsgemäße IGCC-Kraftwerk weist gegenüber den aus dem Stand der Technik bekannten IGCC-Kraftwerken eine Kreislaufführung auf, umfassend eine Wasserstoffmembran zur Abtrennung von Wasserstoff aus dem Prozessgas, eine Brennkammer der Gasturbine, die Gasturbine selbst, und einen der Gasturbine nachgeschalteten Abhitzekessel, zur Erzeugung des Dampfes für eine Dampfturbine. Die Leitungen der Kreislaufführung verlaufen von der Abgasseite des Abhitzekessels zu einem „großen" N2-Kompressor, von dort zur Permeat- seite der Wasserstoffmembran und von dort wieder zur Brennkammer der Gasturbine und weiter zur Gasturbine und zum Abhitzekessel. Der „große" N2-Kompressor ist dabei weitgehend an die Stelle des ursprünglichen „großen" Luftkompressors getreten, aber entsprechend der nur noch stöchiometrischen Luftzufuhr ist nun nur noch ein „kleiner" Luftkompressor vorhanden. Zur Erzeugung des im Brenner der Gasturbine benötigten Druckes ist, wie schon bei der DE 10200801 1771 mit der dort ebenfalls vorhandenen Rauchgasrückführung offen- bart, ein Verdichter in der Rauchgasrückführung vorgesehen. Während des Betriebs des
Kraftwerkes ist das Druckniveau auf der Permeatseite der Membran mit dem Druck im Brenner und dieser mit dem Gasturbinen-Eintrittsdruck identisch, weil eine zusätzliche Kompressionsstufe, allein für die Membran, nicht sinnvoll erscheint. Optional und in Abhängigkeit von der eingesetzten H2-Membran können in dieser Kreislaufführung zudem noch Wärmeaustau- scher vor und nach der Wasserstoffmembran, ein Gebläse oder auch ein zusätzlicher Vorheizer angeordnet sein.
Zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks wird Brennmaterial in Form von Kohle, Biomasse oder Abfall in einem Vergaser unterstöchiometrisch (λ ungefähr zwischen 0,2 und 0,4) zu energiereichem Gas vergast. Das entstandene Rohgas wird gekühlt, wobei die Abwärme schon in einen Dampfturbinenkreislauf eingeleitet wird. Im Anschluss wird das Rohgas gereinigt und durchläuft dabei Entschwefelungsanlagen, Filter u. a. Einheiten. An dieser Stelle wird das Gas in einer Gasturbine verbrannt, wobei der Brennraum häufig in dem Turbinengehäuse integriert ist. Die Abwärme wird zum Verdampfen von Flüssigkeit in einem Sekundär- kreislauf genutzt. Der Dampf selber wird durch eine Dampfturbine geschickt und bis nahezu
Vakuum entspannt. Die Restwärme kann noch in ein Wärmeübertragernetzwerk eingespeist werden. Bei den modernen IGCC-Kraftwerken wird das in dem Rohgas vorhandene CO über eine Shiftstufe in CO2 umgesetzt, welches anschließend abgetrennt wird. Dazu können sowohl physikalische Wäscher als auch Membranen eingesetzt werden.
Bei dem erfindungemäßen Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks wird eine selektiv Wasserstoff abtrennende Membran eingesetzt. Das Brennmaterial, insbesondere Kohle, wird mit Hilfe von Sauerstoff, vorteilhaft aus einer Luftzerlegungsanlage, vergast, über eine CO-Shiftstufe geleitet und der H2-Membran zugeleitet. Der durch die Membran transportierte Wasserstoff wird zusammen mit dem Stickstoff des Spülgases der Brennkammer der Gasturbine zugeleitet. In der Brennkammer wird Luft in einem derartigen Verhältnis zugeleitet, dass das entstehende Rauchgas nur geringe Mengen an Sauerstoff enthält, so dass das Rauchgas nach Durchlaufen des Abhitzekessels als Spülgas zur Permeatseite der H2-Membran geleitet werden kann. Unter geringen Mengen im Sinne dieser Erfindungen sind Anteile von 0,1 bis 1 Vol-% zu verstehen.
Zur Erzielung eines geeigneten Verhältnisses von Luft und Kohlegas wird die Luft insbeson- dere mit einem nahezu stöchiometrischen Verhältnis (λ ~ 1) der Brennkammer zugeführt. In der Verbrennungstechnik steht das Formelzeichen λ für das Verbrennungsluftverhältnis. Bei Verbrennungsmotoren wird das Luft-Kraftstoff-Verhältnis (stöchiometrisches Verhältnis) λ = 1 angegeben, wenn das optimale Verhältnis von beispielsweise 4,7 kg Luft zu 1 kg Kraftstoff (für Benzin) gegeben ist. λ >1 bedeutet dabei Luftüberschuss und λ <1 Luftmangel. Im Rahmen dieser Erfindung ist unter einem nahezu stöchiometrischen Verhältnis (λ ~ 1) in der
Regel ein Verhältnis von λ = 1 ± 0,1 zu verstehen.
Das überwiegend N2-aufweisende Rauchgas mit Temperaturen um 400 0C nach der erneuten Kompression kann bei dem erfindungsgemäßen Verfahren dabei vorteilhaft, ohne weitere zwischengeschaltete Wärmeaustauscher, direkt der H2-Membran zugeleitet werden. Bekannte poröse, keramische Membranen arbeiten üblicherweise bei Temperaturen zwischen ca. 150 und 400 °C. Oberhalb von 400 °C können Sintervorgänge nachteilig die Porenstruktur verändern. Unterhalb 150 °C kann Wasser, das in den meisten Anwendungsfällen von Membrankraftwerken auf der Feed- oder Permeatseite vorhanden ist, zu einer Porenblockade führen. Weit entwickelt sind Silica-Membranen, wobei diese aber Stabilitätsprobleme in Anwesenheit von Wasserdampf aufweisen. Deshalb werden derzeit auch TiO2- und ZrO2-Membran- Schichtstrukturen entwickelt. In der Regel sollten bei diesen keramischen Membranen, anders als bei Polymermembranen, auf beiden Seiten der Membran möglichst identische Drücke herrschen, da andernfalls Probleme mit der mechanischen Stabilität auftreten können. Sofern die für die Wasserstoffabtrennung eingesetzte H2-Membran jedoch andere Betriebstemperaturen benötigt, ist es auch problemlos möglich, dieses Verfahrenskonzept anzupassen. Dazu könnte in einer Ausgestaltung der Erfindung ein Teil des Permeatstroms (H2/N2-Gas- mischung des austretenden Spülstromes) dem eintretenden Spülstrom (N2) mittels eines Kreislaufgebläses, das den in der Membran aufgetretenen Druckverlust überwindet, zugeführt werden, wobei in einer Vorheizvorrichtung dieser Anteil verbrannt, und die dabei erzeugte Wärme direkt zum Vorheizen des Spülgases vor dem Eintritt in den Filter genutzt wird. Al- ternativ könnte die Verbrennungswärme auch über einen Wärmetauscher eingekoppelt werden, z. B. wenn die Einschleusung von Produktwasser in die Membran vermieden werden soll. In diesem Fall würde das Verbrennungsgas nicht wieder in die Membran gelangen und direkt dem Brenner der Gasturbine zugeführt.
Die erforderliche Menge an zu verbrennendem Permeat, insbesondere an dem enthaltenen
Wasserstoff, hängt einerseits von der benötigten Endtemperatur des Spülgases und andererseits von dessen Mengenstrom ab. Ein typischer Fall wäre die Erhöhung der Spülgastemperatur von 400 auf 600 °C. Dazu müssten ca. 15 Vol-%, bzw. Gew.-% des Permeates in der Vorheizvorrichtung verbrannt werden (zum Vergleich: entsprechend Figur 6 liefert das ge- samte Permeat so viel Heizwärme, dass die Temperaturerhöhung des etwa 1,5-fach größeren
N2-reichen Gasstromes im Brenner der Gasturbine 4-fach größer ist (400-1200 0C)). Solch hohe Betriebstemperaturen für das Spülgas sind insbesondere dann wünschenswert, wenn als Membran ein protonisch-elektronischer Mischleiter eingesetzt wird. Dieser benötigt in der Regel Temperaturen zwischen 500 und 700 0C für eine optimale Betriebsweise.
In einer weiteren Ausgestaltung des Verfahrens wird eine Polymermembran für die Wasserstoffabtrennung eingesetzt. In diesem Fall liegt die optimale Betriebstemperatur der H2- Membran um 100 °C, so dass das Spülgas vor Eintritt in die Membran zunächst über einen Rekuperativ- Wärmeaustauscher bis auf diese Temperaturen abgekühlt wird. Bei der rekupera- tiven Gestaltung geht diese Abkühlung mit einer gleichzeitigen Erwärmung des Permeates einher, bevor dieses in die Brennkammer eingeleitet wird. Selbst diese Anordnung stellt gegenüber der in DE 102008011771 beschriebenen Verfahrensführung noch eine deutliche verfahrenstechnische Verbesserung dar, da in diesem Fall nur wenig aufwändige Niedrigtemperatur-Rekuperatoren eingesetzt werden müssen, während bei der DE 102008011771 die Wärmeaustauscher auf einem deutlich höheren Temperaturniveau (T >1000 0C) agieren müssen. Unabhängig von der gewählten Betriebstemperatur der H2-Membran lässt die erfindungsgemäße Verfahrensführung darüber hinaus auch noch eine zusätzliche Unterstützung des Spül- gasmengenstromes durch Zufuhr von DmCk-N2 aus einer Luftzerlegungsanlage zu. Unter Druck-N2 ist dabei Stickstoffgas unter einem Druck von wenigstens ca. 20 bar zu verstehen, wie es typischerweise durch eine Luftzerlegungsanlage, die für ein IGCC spezifiziert ist, zur
Verfügung gestellt wird.
Die Erfindung verbindet vorteilhaft eine gegenüber dem bekannten Stand der Technik vereinfachte Verfahrensführung für ein IGCC-Kraftwerk mit einer verbesserten Energiebilanz. Sie lässt zudem eine Anpassung an den Einsatz unterschiedlicher Wasserstoffmembranen und diesbezüglicher Betriebstemperaturen zu. Wesentlicher Bestandteil der Erfindung ist, dass im Gegensatz zum Standard-IGCC das Abgas der Gasturbine keinen oder nur sehr wenig Sauerstoff enthält und aufgrund dieser Eigenschaft geeignet ist, als Spülgas verwendet zu werden. Die Abwesenheit von Sauerstoff wird erreicht durch hinreichend geringe, lediglich nahezu stöchiometrische Frischluftzufuhr. Die Abwesenheit von Sauerstoff im Spülgas gewährleistet, dass der durch die Membran permeierte Wasserstoff bei der Zumischung in das Spülgas nicht verbrennt, was zu einem untolerierbar hohen Temperaturanstieg des Spülgases und der Membran führen würde.
Das zur Durchführung des Verfahrens geeignete, erfindungsgemäße IGCC-Kraftwerk, um- fasst daher einen Vergaser zur Vergasung eines festen Brennstoffs, ein Mittel zur Bereitstellung von Sauerstoff für den Vergaser, wenigstens eine dem Vergaser nachgeschaltete Shiftstufe zur Umwandlung von CO und Wasserdampf in CO2 und Wasserstoff, wenigstens eine dem Vergaser nachgeschaltete Gasreinigungsstufe, eine dem Vergaser nachgeschaltete Wasserstoff-selektive Membran, ein Mittel zur Bereitstellung von Spülgas für die Permeatsei- te der Membran und eine Gasturbine, wobei eine Leitung von der Permeatseite der Membran zu der Brennkammer der Gasturbine führt, und das Mittel zur Bereitstellung des Spülgases die Gasturbine ist, und eine weitere Leitung von dem der Gasturbine nachgeschalteten Abhitzekessel zur Permeatseite der Membran angeordnet ist.
Spezieller Beschreibungsteil
Die aus dem Stand der Technik bekannten IGCC-Kraftwerkskonzepte, wie sie im einleitenden
Teil dieser Anmeldung vorgestellt wurden, sind in den Figuren 1 bis 5 dargestellt. Das Kon- zept eines erfindungsgemäßen IGCC-Kraftwerks sowie die einzelnen Verfahrensschritte zum Betreiben desselben werden im Folgenden ausführlich anhand von Prinzipskizzen (Figuren 6 bis 8) näher erläutert, wobei die Figuren 7 und 8 jeweils besonders vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung darstellen. Es zeigen:
Figur 1 : IGCC-Prozess mit nicht integrierter Luftzerlegungsanlage (LZA)
Figur 2: IGCC-Prozess mit integrierter Luftzerlegungsanlage (LZA) Figur 3 : IGCC- Prozess mit integrierter Luftzerlegungsanlage (LZA) und ungespülter H2-
Membran zur Abtrennung von CO2
Figur 4: IGCC- Prozess mit integrierter Luftzerlegungsanlage (LZA) und schwach ge spül - ter H2-Membran zur Abtrennung von CO2, N2-Spülgas komplett aus LZA, aus [1]
Figur 5: IGCC- Prozess mit integrierter Luftzerlegungsanlage (LZA) und stark gespülter H2-Membran zur Abtrennung von CO2, N2-Spülgas aus Abgas der Brennkammer der Gasturbine [aus DE 10200801 1771]
Figur 6: Erfindungsgemäßer IGCC-Prozess mit integrierter Luftzerlegungsanlage (LZA) und stark gespülter H2-Membran zur Abtrennung von CO2, N2-Spülgas aus Abgas des Abhitzekessels und optional zusätzlich aus LZA
Figur 7: Erfindungsgemäßer IGCC-Prozess mit integrierter Luftzerlegungsanlage (LZA) und stark gespülter H2-Membran zur Abtrennung von CO2, N2-Spülgas aus Abgas des Abhitzekessels und optional zusätzlich aus LZA, mit zusätzlichem Vorheiz- kreislauf für eine Anhebung der Spülgastemperatur von ca. 400 auf 500 - 700 °C am Eintritt in die Membran, um eine Membran mit charakteristischer Betriebstemperatur von 500 - 700 °C betreiben zu können
Figur 8: Erfindungsgemäßer IGCC-Prozess mit integrierter Luftzerlegungsanlage (LZA) und stark gespülter H2-Membran zur Abtrennung von CO2, N2-Spülgas aus Abgas des Abhitzekessels und optional zusätzlich aus LZA, mit zusätzlichem Rekupera- tiv- Wärmetauscher für eine Absenkung der Spülgastemperatur von ca. 400 °C auf ca. 100 - 300 °C am Eintritt in die Membran, um Membranen mit charakteristischen Betriebstemperaturen von ca. 100 - 300 °C betreiben zu können
In den Figuren 1 bis 8 bedeuten dabei:
1 Vergaser
2 Kohlegas-Konditionierung, gegebenenfalls inkl. Shiftstufe 3 H2-Membran
4 Gas- und Dampf-Kombikraftwerk umfassend:
4a Brennkammer der Gasturbine, 4b Gasturbine
4c Abhitzekessel, 4d Dampfturbine 5 Luftzerlegungsanlage (LZA), sowie
6 Verdichter, Kompressor
7 Wärmeaustauscher
8 Vorwärmer
Ferner werden in den Figuren 9 bis 11 Beispiele für eine simulierte Wasserstoffabtrennung zum besseren Verständnis der dort herrschenden Triebkräfte beschrieben. Figur 9: Beispiel einer ungespülten H2-Membran (siehe Konzept gemäß Figur 3) Figur 10: Beispiel einer schwach gespülten H2-Membran (siehe Konzept gemäß Figur 4) Figur 1 1 : Beispiel einer stark gespülten H2-Membran (siehe Konzepte gemäß der Figuren 5 bis 8)
Figur 12: Normierte Molenströme (gerundet) als Orientierungswerte im Fließbild des erfindungsgemäßen IGCC-Kraftwerks (in der einfachen Grundvariante ohne weitere Maßnahmen zur Temperaturveränderung des Spülgases); das Prinzipschema die- ses Kraftwerks wurde bereits in Figur 6 dargestellt, mit K = Kompressor,
GT = Gasturbine, G = Generator, AHK = Abhitzekessel, DT = Dampfturbine
In dem erfindungsgemäßen IGCC-Prozess (Figuren 6 bis 8) wird das Brennmaterial, insbesondere Kohle, in einem Gasstrom vergast, der nur einen geringen Stickstoffanteil hat. Das Verhältnis des Sauerstoffanteils zum Anteil an Stickstoff und Argon sollte vorteilhaft in der
Nähe von 20 liegen. Der Gasstrom kann neben Sauerstoff auch noch Dampf und CO2 enthalten. Die konditionierte Kohle wird dazu in einem Vergaser (1) bei hohen Temperaturen in dem genannten Gasstrom bei erhöhtem Druck, vorzugsweise nicht unter 30 bar, in ein koh- lenmonoxidreiches, wasserstoffhaltiges Prozessgas überführt. Dieser Vorgang findet typi- scherweise bei Temperaturen zwischen 800 und 1500 0C statt. Das entstehende Gas wird gekühlt. Die überschüssige Wärme wird im Gesamtprozess verwertet. In einem Shift-Prozess (2) wird das kohlenmonoxidreiche Prozessgas anschließend zu einem wasserstoffreichen Produktgas umgesetzt, welches nun das abzutrennende Kohlendioxid enthält. Das Prozessgas wird passend zu den einzelnen Prozessschritten verschiedenen Gasreinigungsstufen mit Feststoff- und Schwefelabscheidung unterzogen, die hier nicht weiter betrachtet werden. Diese Gasreinigungsschritte können vor, hinter, und zwischen den einzelnen Shift-Stufen angeordnet sein. Auch innerhalb der Shift-Stufen können zur Gasreinigung notwendige Schritte angeordnet sein.
In dem erfindungsgemäßen Verfahren soll das Kohlegas mittels einer spezifisch arbeitenden Membran vom CO2-haltigen Gasstrom abgetrennt werden. Dazu wird in einem weiteren
Schritt mittels einer wasserstoffdurchlässigen Membran (3) Wasserstoff (H2) als Energie tragende Komponente vom Produktgasstrom abgetrennt. Das so angereicherte restliche Kohlegas, es ist weitgehend CO2-frei, wird dann dem Gas- und Dampf-Kombikraftwerk (GuD, 4a-4d) zugeführt. Das CO2-reiche Restgas mit nur noch wenig H2 verbleibt unter dem Betriebsdruck der Vergasung und kann einem Prozess zur Konditionierung zugeführt werden
(Rest- H2- Verbrennung, Trocknung und Kompression auf ca. 100 bar für CO2-Transport und - Speicherung).
Die Membran (3) ist vorzugsweise eine Membran, die Wasserstoffionen, das bedeutet Proto- nen, leitet und sich auf Grund dieses Transportmechanismus durch hohe Selektivität für H2 gegenüber CO2 auszeichnet. Es kann auch eine andere für die Abtrennung von Wasserstoff geeignete Membran eingesetzt werden. Als dafür geeignete H2-Membranen sind insbesondere poröse, keramische Membranen, protonisch-elektronische Mischleiter sowie Polymermembranen zu nennen.
In dem Trennschritt wird auf der Permeatseite ein Spülgas eingesetzt. Dieses Spülgas hat im Normalfall den gleichen oder ähnlichen Druck wie der Brenner am Eintritt der Gasturbine, da eine NachJkompression des aus der Membran austretenden Spülgases nicht vorgesehen ist. Das Prozessgas in der Membran hat im Normalfall den gleichen oder ähnlichen Druck wie die Vergasung, und die Vergasung hat im Normalfall den gleichen oder ähnlichen Druck wie die
Gasturbine. Allerdings sind auch Anwendungsfälle der H2-Membran im IGCC denkbar, bei denen die oben genannten Druckverhältnisse nicht bei etwa 1 liegen, sondern durchaus bis etwa 2 reichen können: a) Bei Membranen mit hervorragender mechanischer Stabilität ist es möglicherweise vorteil- haft, den Permeatdruck z. B. noch zu halbieren, um die Triebkraft zu steigern. Der energetische Aufwand für die H2-Rekompression erscheint in diesem Falle noch tolerabel, im Vergleich zu einer z. B. 6-fachen Druckverdopplung von 0,5 auf 32 bar im Falle eines Konzeptes mit Permeatvakuum anstelle einer Spülung. b) Schon heute sind IGCC-Entwicklungen zu beobachten, bei denen der Vergasungsdruck stark angehoben wird in die Größenordnung von 50 bar und darüber, also etwa doppelt so hoch wie der Gasturbinendruck, der sich im Laufe der Entwicklung weniger verändert. Bei Membranen mit hervorragender mechanischer Stabilität ist es möglicherweise vorteilhaft, den Permeatdruck weiterhin gleich dem Gasturbinendruck zu belassen und auch den Prozessgasdruck weiterhin gleich dem (nun sehr hohen) Vergaserdruck zu belassen, um die Triebkraft noch weiter zu steigern.
Im Gegensatz zu keramischen Membranen erscheinen Polymer-Membranen besonders gut geeignet für einen Einsatz, wenn hohe Differenzdrücke auftreten. Ihr Einsatzbereich reicht heute prozessgasseitig von 1 bis 150 bar und permeatseitig von 50 mbar bis 20 bar (Angabe der Fa. BORSIG). So wird heute schon in Membrananlagen mittels Polymermembranen CO2 aus Erdgas, das nach der Förderung noch unter hohem Druck steht, abgetrennt.
Dem Prozessgas, das auf der Primärseite (Prozessgasseite, Retentatseite) die Membran berührt, wird dadurch der Wasserstoff entzogen, dass der Wasserstoff durch die Membran wan- dert. Treibendes Potential ist hierbei die Partialdruckdifferenz des Wasserstoffs zwischen der
Primär- und der Permeatseite. Die Permeatseite ist die Sekundärseite, d. h. die Seite der Membran, zu der der Wasserstoff hinwandert. Zur Aufrechterhaltung der Wasserstoffpartial- druckdifferenz muss stets ein ausreichendes Angebot an Spülgas bestehen.
Ein erfindungswesentlicher Schritt bei diesem Verfahren ist, dass das Spülgas aus dem
Verbrennungsprodukt der Gasturbine (4a) selbst gewonnen wird, und zwar erst nachdem das Abgas der Gasturbine (4b) den nachgeschalteten Abhitzekessel (4c) durchlaufen hat. An dieser Stelle liegt das Verbrennungsprodukt drucklos vor (ca. 1 bar) und hat eine niedrige Temperatur. Es wird stets soviel an Abgas entnommen, wie zur Begrenzung der Verbrennungstemperatur in der Brennkammer (4a) der Gasturbine benötigt wird. Ein unter einheitlichem Druck zu betreibender Kombi-Kompressor (6) sowohl für N2 (rückgeführtes Rauchgas) als auch für Luft bringt die Gasströme, die insbesondere zum Zwecke der Kühlung der Gas- turbinen-Brennkammer (4a) zugeführt werden, auf das erforderliche Druckniveau der Gasturbine.
Das Spülgas enthält im Wesentlichen Stickstoff, Wasserdampf und nur einen sehr geringen Anteil an Sauerstoff, da die Verbrennung in der Gasturbine (4a-4b) in der Regel mit einem nahezu stöchiometrischen Sauerstoff-Brennstoffverhältnis (als weiterem erfindungswesentlichen Schritt bei diesem Verfahren) ausgeführt wird (λ ~ 1), sowie geringe Mengen an CO2 und Argon. Eine mögliche Gaszusammensetzung wäre beispielsweise folgende: N2: 65 - 75 Vol.- % H2O: 25 - 30 Vol.- % O2: 0,6 - 1 Vol.- %
CO2: 0,6 - 1 Vol.- % Ar: 0,7 - 0,9 Vol.- %
Bei Einsatz einer Membran, für die Wasserdampf in dieser hohen Konzentration (bedingt durch die Anreicherung infolge Kreislaufführung) nicht toleriert werden kann, sind Maßnahmen zu ergreifen, die den Wassergehalt nach Austritt aus dem Abhitzekessel (4c) auf den erforderlichen Wert absenken, beispielsweise durch Kühlung und Kondensation. Der Überschuss an Sauerstoff ist auch deshalb gering, weil der Spülgasstrom am Eintritt in die Membran überwiegend aus zurückgeführtem Rauchgas besteht. Dieses zurückgeführte Rauchgas dient vorteilhaft einerseits als Spülgas für die Wasserstoff-Membran und andererseits als Wärme aufnehmendes Gas zur Begrenzung der Verbrennungstemperatur in der Brennkammer (4a) der Gasturbine.
Je nach dem, welche Art von H2-Membran für die Wasserstoffabtrennung gewählt wird, ergibt sich eine besonders vorteilhafte Betriebstemperatur für die Membran (3). Beispielweise arbeiten poröse keramische Membranen besonders vorteilhaft um 400 °C, während protonisch-elektronische Mischleiter höhere Temperaturen zwischen 500 und 700 °C, insbesondere zwischen 550 und 600 °C, bevorzugen. Auf der anderen Seite können ebenso Polymermemb- ranen verwendet werden, die jedoch regelmäßig bei nicht mehr als 100 °C betrieben werden sollten.
In der erfinderischen Ausgestaltung des IGCC-Prozesses weist das zurückgeführte Rauchgas nach dem Abhitzekessel und noch vor dem N2-Kompressor (6) zunächst niedrige Temperaturen auf. Im N2-Kompressor (6) bei der Verdichtung von 1 bar auf ca. 25 bar (mit Zwischenkühlung) erfährt es dann eine Temperaturerhöhung auf ca. 400 °C, so dass beim Einsatz einer porösen, keramischen Membran vorteilhaft keine weitere Temperaturanpassung des zurückgeführten Rauchgases /Spülgases notwendig ist (siehe Figur 6).
Sofern als Wasserstoffmembran ein protonisch-elektronischer Mischleiter vorgesehen ist, kann der Prozess dahingehend angepasst werden, dass ein Teil der im Permeatraum der Membran erzeugten Wasserstoff/Stickstoffmischung mit geringen Mengen an Sauerstoff in einer Teilverbrennung in einem Vorwärmer (8) nahezu stöchiometrisch verbrannt wird (siehe Figur 7). Die so erzeugte Wärme kann dazu eingesetzt werden, das nur unzureichend temperierte
Rauchgas/Spülgas auf der Permeatseite der H2-Membran (3) ausreichend zu erhitzen. In dieser H2-Membran (3) permeiert Wasserstoff, beispielsweise in Form von Protonen, von der Prozessgasseite, d. h. der Feed- und Retentatseite, zur Permeatseite und wird auf diese Weise dem Spülgas zugeführt.
Der auf der Permeatseite hinter der Membran vorhandene Gasstrom enthält neben dem Spülgas die wesentliche Menge des im Gaserzeugungsprozess hergestellten Wasserstoffs. Dieses Gas besteht im Wesentlichen aus Stickstoff und Wasserstoff und liegt bei einem Druck vor, der es erlaubt, dass dieses Gas als Kohlegas in die Brennkammer der Gasturbine einströmt.
In den Figuren 9 bis 1 1 wird beispielhaft die H2-Abtrennung in Abhängigkeit von unterschiedlichen Randbedingungen, insbesondere in Abhängigkeit vom permeatseitigen Gesamtdruck und von der eingesetzten N2-Spülgasmenge simuliert. Dabei wurden fest vorgegeben: Feed = geshiftetes Kohlegas mit 25 bar (CO2 = 40 mol-%, H2 = 60 mol-%) sowie Permeat = H2 (CO2) in Figur 9 mit 0,5 bar und
Spülgas + Permeat = N2 + H2 (CO2) in den Figuren 10-11 mit 25 bar. Die Figur 9 zeigt die Verhältnisse bei einer ungespülten H2-Membran. Die Triebkraft ist zwar bei Eintritt in die Membran hoch, beispielsweise 14,5 bar und die H2- Abtrennung verläuft zunächst gut. Wenn aber der im Hinblick auf die Energieausbeute sehr wichtige Bereich hohen Abtrenngrades im Verlauf des Trennprozesses erreicht wird (90 % Abtrenngrad und darüber), so schwindet die Triebkraft auf den Wert Null, bevor 100 % Abtrenngrad erreicht werden. Das bedeutet, dass lediglich Abtrenngrade deutlich unter 100 %, z. B. 90 %, realisiert werden können. 10 % des Wasserstoffs stehen dann nicht für die Stromerzeugung im GuD- Prozess zur Verfügung. Hinzu kommt, dass in dem gewählten Beispiel das Permeat (reiner Wasserstoff) nur noch einen Druck von 0,5 bar aufweist und daher nachteilig vor Eintritt in die Brennkammer auf den Betriebsdruck verdichtet werden muss. Würde man zur Einsparung von Kompressionsenergie einen höheren Permeatdruck wählen als 0,5 bar, so wäre die Triebkraft insbesondere am Trennprozessende noch geringer und der erreichbare H2-Abtrenngrad läge noch unter ca. 90 %.
Figur 10 zeigt eine Simulation mit einer schwach gespülten H2-Membran, wie sie in den
Konzepten von Göttlicher [1] und in der DE 102008011771 beschrieben wird. Als Spülgas dient der aus der Luftzerlegungsanlage erzeugte Druck-N2 mit einem Druck von ca. 25 bar. Das Mengenstromverhältnis von N2 zu H2 ist höchstens ungefähr 1:1,5, woraus sich entweder keine Triebkraft für den H2-Transport durch die Membran ergibt oder eine Triebkraft, die kaum von Null verschieden ist. Entsprechend wird ein hoher Abtrenngrad allenfalls nur mit untolerierbar großen Membranflächen erreichbar sein.
Demgegenüber weist die erfindungsgemäße Verfahrensführung deutliche Vorteile auf. Figur 11 zeigt die simulierte H2-Abtrennung bei einer stark gespülten H2-Membran, wobei das Spülgas einerseits aus der Luftzerlegungsanlage (Druck N2 bei 25 bar), andererseits aber zum größten Teil aus der Rauchgasrückführung, ebenfalls unter 25 bar, bereitgestellt wird. Das Mengenstromverhältnis von N2 zu H2 ist nun ungefähr 4:1, was durch Simulationsrechnung mit dem kommerziellen Anlagenprogramm PRO/II ermittelt wurde. Aufgrund der kräftigen Spülung ergeben sich niedrige H2-Partialdrücke im Spülgas auf der Permeatseite. Entspre- chend sind hohe Triebkräfte vorhanden und insbesondere am Trennprozessende sind die
Bedingungen nun noch ausreichend (stets positive Triebkraft!), um hohe Abtrenngrade sehr nahe an 100% heran erreichen zu können, was durch Membranmodul-Auslegung mit moderat erhöhter Membranfläche realisiert werden kann. Der entscheidende Vorteil der vorliegenden Erfindung ist, dass durch die vorgeschlagene Betriebsfϊihrung nunmehr sehr hohe H2-Abtrenngrade von beispielsweise 97 % erreicht werden können, und dass dabei nur in einem schmalen Bereich am Trennprozessende eine lokale signifikante Membranflächenerhöhung erforderlich ist und somit die Gesamtfläche der
Membran nur eine geringe Erhöhung aufweisen muss. Dazu geben die folgenden Überlegungen eine Orientierung.
Beispielsweise ist bei porösen Membranen die lokale Permeatstromdichte proportional zur Triebkraft, d.h. zur H2-Partialdruckdifferenz zwischen Feed- und Permeatseite. Da die erforderliche lokale Membranfläche umgekehrt zur Permeatstromdichte ist, ist sie auch umgekehrt proportional zur H2-Partialdruckdifferenz. Diese beträgt in der Mitte des Trennprozesses bei 50 % Abtrennung etwa 5 bar und bei 90 % bzw. 97 % Abtrennung etwa 1 bzw. 0,5 bar.
Geht man also von einer Membran aus, die 90 % Abtrennung leistet (im Mittel etwa 5 bar
Triebkraft), so ist zusätzlich nochmals etwa die gleiche Membranfläche erforderlich, um die Abtrennung von 90 % bis 97 % Abtrenngrad durchzuführen (in diesem Endbereich im Mittel etwa 0,5 bar Triebkraft). Bei stark gespülten H2-Membranen sind auch H2-Abtrenngrade von 98 oder 99 % denkbar.
Weitere vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung betreffen Verbesserung bei der CO2- Abtrennung und Konditionierung sowie bei der Bereitstellung von Sauerstoff und Druck-N2 durch Sauerstoffmembranen anstelle der bislang erwähnten Luftzerlegungsanlage.
Im Retentat der H2-Membran (3) verbleibt regelmäßig nur eine geringe Menge an Wasserstoff. Dieses Retentat enthält im Wesentlichen das im Gaserzeugungsprozess erzeugte Kohlendioxid sowie Wasserdampf und den bereits genannten Rest an Wasserstoff. Dieses Retentat weist den Druck auf, wie er durch den Prozess vorgegeben ist. Dieser Druck beträgt vorzugsweise 20 -30 bar und ist regelmäßig nur um den Druckverlust gemindert, wie er sich durch die Führung des Gasstroms durch die Apparate und Rohre ergibt.
Eine besonders vorteilhafte Ausgestaltung der Erfindung sieht vor, dass der im Retentat verbliebene Wasserstoff in einem Verbrennungsschritt verbrannt wird. Das dafür notwendige sauerstoffhaltige Gas kann vorteilhaft dem Oxidationsgas vor dem Vergaser (1) entnommen werden. In einer besonderen Ausgestaltung der Erfindung kann optional dazu beispielsweise weitgehend reiner Sauerstoff an einer zusätzlichen Entnahmestelle hinter der Sauerstoffverdichtung entnommen und in der Verbrennung genutzt werden. Der bei dieser Verbrennung entstehende und unter Prozessdruck stehende Gasstrom enthält nahezu ausschließlich Kohlendioxid (CO2) und Wasserdampf. Ein Teil dieses Gasstroms kann abgetrennt und nach Abkühlung mit Kondensation und Abtrennung des Wassers der Konditionierung des CO2 zugeführt werden. Die Option auf eine derartige Erhöhung des Anteils an CO2 in diesem Gas ist ein wesentlicher Vorteil dieses Konzeptes, der zur effektiveren und kostengünstigen Konditionierung von CO2 aus diesem Kraftwerk führen kann.
Eine weitere vorteilhafte Ausgestaltung der Erfindung, wie sie auch schon teilweise in der DE 102008011771 beschrieben wird, sieht vor, dass ein anderer Teil optional als Spülgas für eine Sauerstoffmembran zwecks Abtrennung von Sauerstoff aus Luft eingesetzt werden kann. Zu diesem Zweck wird verdichtete Luft hinter dem Luftverdichter der Gasturbine entnommen und einer Sauerstoffmembran auf der Primärseite zugeführt. Das Spülgas, vorteilhaft ein abgezweigter Strom aus dem Restgas, wird der Sekundärseite, d. h. der Permeatseite der Membran zugeführt. Die O2-Membran ist vorzugsweise eine Membran, die Sauerstoffionen leitet. Es kann aber auch eine andere für die Abtrennung von Sauerstoff geeignete Membran eingesetzt werden. Treibendes Potential bei dem Trennvorgang ist die Differenz der Partial- drücke des Sauerstoffs der Luftseite und der Permeatseite. Der Sauerstoff wandert durch die Membran zur Permeatseite in das Spülgas. Auf diese Weise kann ein erheblicher Teil oder die gesamte Sauerstoffmenge, die für die Kohlevergasung benötigt wird, mit Hilfe einer Membran aus der Luft abgetrennt werden, anstelle einer sonst üblichen Luftzerlegungsanlage.
Der Gasstrom auf der Permeatseite enthält überwiegend Sauerstoff, Spülgas, d. h. CO2-reiches Restgas und Fremdgase. Die Fremdgase stammen im Wesentlichen aus der Luft, weil auch sie in geringem Maße durch die Membran permeieren. Das Verhältnis der Sauerstoffmenge zu den Mengen dieser Fremdgase liegt vorzugsweise in der Nähe von 20. Ein solches Verhältnis ermöglicht regelmäßig einen Gehalt an Kohlendioxid im getrockneten Abgas des Vergasungsprozesses von über 95 Vol.- %. Eine weitere vorteilhafte Ausgestaltung der Erfindung, wie sie auch schon teilweise in der DE 10200801 1771 beschrieben wird, sieht vor, dass ein weiterer Teil der für die Vergasung der Kohle notwendigen Sauerstoffmenge, die weitgehend von Fremdgasen frei ist, in einem weiteren Abtrennschritt über eine weitere Membran gewonnen werden kann. Auch hier sollte das Verhältnis zwischen Sauerstoffmenge und Fremdgasmenge im Permeat vorzugsweise in der
Nähe von 20 vorliegen. Zum Betrieb dieser weiteren Sauerstoffmembran wird jedoch kein Spülgas auf der Permeatseite eingesetzt. Der Partialdruck des Sauerstoffs in dem Gasstrom, der diese Membran auf der Permeatseite verlässt, liegt unter dem Partialdruck des Sauerstoffs auf der Retentatseite. Dadurch besteht ein treibendes Potential für eine Sauerstoffpermeation.
Der erhaltene Sauerstoffstrom wird zur Weiterverwendung mit einem Verdichter auf den erforderlichen Druck verdichtet. Der so gewonnene Sauerstoff kann vorteilhaft durch Variation seiner Menge zur Regulierung der Sauerstoffkonzentration für die Vergasung der Kohle im Vergaser (1) genutzt werden. Falls die mit Spülgas betriebene Sauerstoffmembran die für den Gesamtprozess notwendige Sauerstoffmenge liefern kann, können diese zweite Sauerstoffmembran und der dazugehörende Verdichter entfallen.
Das Retentat aus den Sauerstoffmembranen kann als Oxidationsmittel der Gasturbine zugeführt werden. Dadurch wird der Bedarf an Frischluft gemindert, die zwecks Temperaturbe- grenzung der Gasturbine zugeführt wird.
Der aus der Verbrennung des Rest- Wasserstoffs stammende Abgasstrom (Restgas), von dem ein Teil gegebenenfalls vor der Sauerstoffmembran abgetrennt wird, besteht im Wesentlichen aus Kohlendioxid und Wasserdampf. Geringfügige Verunreinigungen können insbesondere aus den verschiedenen Gastrennungen stammen. Dieser Gasstrom liegt bei Prozessdruck
(Vergaserdruck) vor. Der Druck in diesem Gasstrom ist ausschließlich durch Druckverluste, die durch das Strömen des Gases in Rohren und Apparaten verursacht werden, gemindert. Dieser Druck bleibt auch nach Abkühlung des Gases auf eine Temperatur unter z. B. 40 °C und der damit verbundenen Kondensation der wesentlichen Mengen des erzeugten Wassers bestehen. Nach Abtrennung des Wassers beträgt die Konzentration an Kohlendioxid CO2 im
Abgas mehr als 95 Vol.-%. Prinzipiell können Fremdgase ins Permeat eindringen, wenn die Trennung der Gase in der Membran unvollständig ist. Der Anteil an Permanentgasen ist bei der dargestellten Prozessführung in der Regel jedoch so gering, dass eine flüssige Phase des CO2 auch bei Umgebungstemperaturen (bis 31 °C) möglich ist.
Die weitgehende Aufrechterhaltung des Druckes in dem geschilderten Prozess ermöglicht die Verflüssigung des CO2 unter Anwendung nur einer weiteren Druckstufe mit nur einem geringen Verdichtungsfaktor. Flüssiges CO2 kann mit nur geringem Einsatz an mechanischer Energie auf eine Druckstufe gebracht werden, wie sie für die unterirdische Lagerung, bzw. Endlagerung des CO2 benötigt wird.
Die Figur 12 zeigt zum besseren Verständnis die Mengenstromverhältnisse im erfindungsgemäßen IGCC-Prozess. Aufgeführt sind gerundete Werte (Orientierungswerte) für normierte Molenströme an wichtigen Positionen des Kraftwerkes. Dabei wurde als Bezugsgröße gewählt: C-Input (= CO2-Output) = 100 [willkürliche Molenstromeinheit]. In dem IGCC- Kraftwerk finden dabei die folgenden Reaktionen (Vergasung/(Shift/Verbrennung) statt: 4 C + O2 + H2O = 2 CO + 2 H2 CO + H2O = CO + H2
2 H2 + O2 = 2 H2O
Die in Figur 12 mit (a) bis (m) markierten normierten Mengenströme (Orientierungswerte) sind in der nachfolgenden Tabelle aufgeführt:
In der Anmeldung zitierte Literatur:
[1] Göttlicher, Gerold, „Energetik der Kohlendioxidrückhaltung in Kraftwerken", (1999) VDI-Verlag GmbH, Düsseldorf, 1999, ISBN 3-18-342106-2

Claims

P a t e n t a n s p r ü c h e
1. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks mit den Schritten
- einem Vergaser wird ein fester Brennstoff, Dampf und Sauerstoff zugeführt, — das Kohlegas aus dem Vergaser, umfassend CO und Wasserstoff, wird wenigstens einer Shiftstufe zugeführt, wo eine Umwandlung des CO mit Wasserdampf überwiegend in CO2 und Wasserstoff erfolgt ,
- das Kohlegas wird wenigstens einem Gasreinigungsschritt unterzogen, wobei der oder die Gasreinigungsschritte vor, hinter oder zwischen einzelnen Shiftstufen an- geordnet sein können,
- das Wasserstoff- und CO2-haltige Kohlegas wird über eine Membran geleitet, welches den Wasserstoff selektiv aus dem Kohlegas zumindest teilweise abtrennt, wobei ein Spülgas auf der Seite des Permeates eingesetzt wird,
- das an Wasserstoff abgereicherte Kohlegas wird einer CO2-Konditionierung zuge- führt,
- der abgetrennte Wasserstoff wird zusammen mit dem Spülgas einer Gasturbine mit nachgeschalteter Dampfturbine zugeführt, dadurch gekennzeichnet, dass als Spülgas für die Membran ein Teil des in der Gasturbine erzeugten Abgases eingesetzt wird.
2. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach Anspruch 1 , bei dem das Abgas keinen oder nur maximal 1 Vol.-% Sauerstoff enthält.
3. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach Anspruch 1 oder 2, bei dem eine poröse keramische Membran, ein protonisch-elektronischer Mischleiter oder eine Polymermembran als Membran eingesetzt wird.
4. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach Anspruch 1 bis 3, bei dem das
Spülgas in der Membran einen identischen Druck wie das Kohlegas aufweist.
5. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach einem der Ansprüche 1 bis 4, bei dem das Spülgas direkt von dem der Gasturbine nachgeschalteten Abhitzekessel zu einem Kompressor und dann zur Permeatseite der Membran geleitet wird.
6. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem das Spülgas vor der Einleitung in die Membran abgekühlt wird.
7. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach einem der Ansprüche 1 bis 6, bei dem das Spülgas vor der Einleitung in die Membran verdichtet wird.
8. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach einem der Ansprüche 1 bis 7, bei dem das an Wasserstoff abgereicherte Kohlegas vor einer CO2-Konditionierung zunächst verbrannt wird.
9. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach Anspruch 8, bei dem für die Verbrennung des abgereicherten Kohlegases Sauerstoff eingesetzt wird.
10. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach Anspruch 9, bei dem für die
Verbrennung des abgereicherten Kohlegases Sauerstoff aus einer Luftzerlegungsanlage eingesetzt wird.
11. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach einem der Ansprüche 1 bis 9, bei dem der Sauerstoff für den Vergaser und/oder die Verbrennung des abgereicherten Kohlegases über wenigstens eine Sauerstoff leitende Membran gewonnen wird.
12. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach einem der Ansprüche 1 bis 11 , bei dem der Brennkammer der Gasturbine Luft in nahezu stöchiometrischem Verhältnis (λ ~1) zugeführt wird.
13. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach einem der Ansprüche 1 bis 12, bei dem zusätzlich Stickstoff aus einer Luftzerlegungsanlage als Spülgas für die Membran eingesetzt wird.
14. Verfahren zum Betreiben eines IGCC-Kraftwerks nach einem der Ansprüche 1-13, bei dem aus dem Wasserstoff- und CO2-haltigen Kohlegas wenigstens 90 % des H2 über die Membran abgetrennt wird, insbesondere wenigstens 97 % des H2.
15. IGCC-Kraftwerk, umfassend
- einen Vergaser zur Vergasung eines festen Brennstoffs,
- ein Mittel zur Bereitstellung von Sauerstoff für den Vergaser,
- wenigstens eine dem Vergaser nachgeschaltete Shiftstufe zur Umwandlung von CO und Wasserdampf in CO2 und Wasserstoff,
- wenigstens eine dem Vergaser nachgeschaltete Gasreinigungsstufe,
- eine dem Vergaser nachgeschaltete Wasserstoff-selektive Membran,
- ein Mittel zur Bereitstellung von Spülgas für die Permeatseite der Membran und eine Gasturbine, wobei eine Leitung von der Permeatseite der Membran zu der Brennkammer der Gasturbine führt, dadurch gekennzeichnet, dass das Mittel zur Bereitstellung des Spülgases die Gasturbine ist, und eine weitere Leitung von dem der Gasturbine nachgeschalteten Abhitzekessel zur Permeatseite der Membran angeordnet ist.
16. IGCC-Kraftwerk nach Anspruch 15, bei dem die beiden Leitungen zwischen der Per- meatseite der Membran und der Brennkammer der Gasturbine als Kreislaufführung ausgestaltet sind.
17. IGCC-Kraftwerk nach einem der Ansprüche 15 bis 16, bei dem in den Leitungen zwischen der Permeatseite der Membran und der Brennkammer der Gasturbine wenigstens ein Wärmetauscher angeordnet ist.
18. IGCC-Kraftwerk nach einem der Ansprüche 15 bis 17, bei dem in den Leitungen zwischen der Permeatseite der Membran und der Brennkammer der Gasturbine wenigstens ein Verdichter angeordnet ist.
19. IGCC-Kraftwerk nach einem der Ansprüche 15 bis 18 mit einer der Retentatseite der Membran nachgeschalteten Verbrennungskammer.
20. IGCC-Kraftwerk nach einem der Ansprüche 15 bis 19, mit einer Luftzerlegungsanlage als Mittel zur Bereitstellung von Sauerstoff.
21. IGCC-Kraftwerk nach einem der Ansprüche 15 bis 20, mit wenigstens einer weiteren Sauerstoff-selektiven Membran als Mittel zur Bereitstellung von Sauerstoff.
22. IGCC-Kraftwerk nach Anspruch 21, mit zwei weiteren Sauerstoff-selektiven Membranen als Mittel zur Bereitstellung von Sauerstoff.
23. IGCC-Kraftwerk nach einem der Ansprüche 15 bis 22, bei dem das Mittel zur Bereitstellung von Sauerstoff gleichzeitig ein zusätzliches Mittel zur Bereitstellung von Spülgas zu der Permeatseite der Membran ist.
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