Gas- und Dampfkraftwerke mit integrierter Kohlevergasung
- Beschreibung
- Vorteile
- Prozess
- Flexibilität
- Referenzen
Ressourcenschonung und Minimierung des Schadstoffausstoßes sind Ziele, die heutzutage die Entwicklung fossil befeuerter Kraftwerke maßgeblich bestimmen. Die Gas- und Dampf (GuD) -Kraftwerke mit integrierter Kohlevergasung (IGCC) von Siemens zeichnen sich durch eine äußerst geringe Umweltbelastung aus und sind in der Lage, „schmutzige Brennstoffe“ wie Kohle minderer Qualität, Raffinerierückstände, Abfälle und Biomasse durch Mitverbrennung zu verwerten.
Die IGCC-Anlage erreicht eine sehr hohe CO2-Reduzierung dadurch, dass sie den Kohlenstoffanteil wirksam aus dem Brennstoff abscheidet, bevor dieser in der Gasturbine verbrannt wird. Das abgeschiedene CO2 kann anschließend unterirdisch gespeichert werden.
Durch die Integration von CO2-Abscheidung und Speicherung („CCS“ – „Carbon Capture and Storage“), einer äußerst wichtigen Technologie, die auch unter der Bezeichnung Pre-Combustion Carbon Capture bekannt ist, befriedigt die IGCC-Anlage erfolgreich den Energiebedarf für eine kohlenstoffarme Zukunft. Mit Synthesegas-/Wasserstoff-fähigen Gasturbinen bietet dieses Kraftwerk hohe Wirkungsgrade.
Wir verfügen über ein umfassendes Know-how in der Gesamtintegration mit der nötigen Fachkompetenz in allen Prozessen, die den vergasten Brennstoff für die Verbrennung aufbereiten. Damit können wir die Auslegung von IGCC-Anlagen so optimieren, dass nicht nur der Wirkungsgrad und die Parameter für niedrige Emissionen maximiert werden, sondern auch hervorragende Werte bei lebenszyklusbezogenen Stromkosten und Zuverlässigkeit erreicht werden.
Unser Siemens-IGCC-Konzept, das einen Siemens-Flugstromvergaser und das Siemens-GuD-Kraftwerk umfasst, zeichnet sich im Wesentlichen durch folgende Merkmale aus:
- Synthesegas-/Wasserstoff-fähige Gasturbinen für IGCC- und IGCC-CCS-Anlagenkonzepte ohne oder mit teilweiser Integration der luftseitigen Systeme
- Hohe Wirkungsgrade des GuD-Kraftwerks
- Hohe Brennstoffumwandlung während der Vergasung
- Effektive Integration und Koppelung der Teilsysteme im Hinblick auf Verfahrenstechnik, Anlagenbetrieb und thermodynamische Erwägungen
- Machbarkeitsstudien für IGCC-Anlagen, einschließlich Beratung zu den Gas-Systemen („Gas Island“) auf der Grundlage einer thermodynamischen Modellierung, um ein optimales Betriebsverhalten für die Gesamtanlage zu erzielen.
- Betrieb und Instandhaltung für die gesamte IGCC-Anlage
- Modulare IGCC-Konzepte, die einen schrittweisen Ausbau ermöglichen.
- Effiziente Entfernung von Staub und anderen Schadstoffen aus dem Gas zur Erfüllung derzeit geltender Umweltvorschriften. Insbesondere werden Stickstoffoxidemissionen unter den zulässigen Grenzwerten gehalten, ohne dass dafür weitere Systeme zur Rauchgasbehandlung benötigt werden.
- Gesammelte Erfahrung aus früheren IGCC-Projekten wie Buggenum, Puertollano und Plaquemine
Die wichtigsten Teilsysteme eines IGCC-Kraftwerks
- Vergasungsanlage, einschließlich Brennstoffaufbereitung
- Rohgaskühlung mittels Wassereinspritzung oder Wärmerückgewinnungssysteme
- Optionaler Wassergas-Shift-Reaktor
- Gasreinigungssystem mit Entschwefelung/Schwefelrückgewinnung und optionaler CO2-Abtrennung
- Luftzerlegungsanlage
- GuD-Anlage mit Gasturbosatz, Abhitzedampferzeuger und Dampfturbosatz
Der Vergaserbrennstoff wird unter Zuführung von Dampf und Sauerstoff in das sogenannte Synthesegas („Syngas“) umgewandelt. Flugstromvergaser für Kohle eignen sich grundsätzlich gut für die Integration in den GuD-Prozess, und Gleiches gilt für Flugstromanlagen für Raffinerierückstände. Die Auswahl eines bestimmten Vergasertyps, mit dem optimale Werte für Kosten, Wirkungsgrad und Emissionen erzielt werden können, hängt von der Art des Brennstoffs und der individuellen Anwendung ab und muss daher von Fall zu Fall untersucht werden.
Die derzeitige Siemens-Technologie der Brennstoffvergasung (SFG) wendet das Flugstromprinzip an, auf das eine direkte Wassereinspritzung zur Kühlung des erzeugten heißen Rohgases folgt. Diese häufig in der Vergasung von Rückständen eingesetzte Technik eignet sich zudem für eine Vielzahl von Brennstoffen, insbesondere für Kohle und Petrolkoks. In einem weiteren Entwicklungsschritt ist es möglich, die fühlbare Wärme des heißen Rohgases in einem Synthesegaskühler zur Erzeugung von Hochdruckdampf für die Dampfturbine zu nutzen. Beide Prozesse kühlen das Gas weit genug ab, so dass es direkt dem Gasaufbereitungssystem zugeführt werden kann.
Synthesegaskühler sind von Vorteil, wenn hohe Wirkungsgrade mit IGCC-Anlagen ohne CO2-Abscheidung angestrebt werden (z. B. in den IGCC-Anlagen Buggenum und Puertollano). Für IGCC-Anwendungen mit CCS ist die direkte Wassereinspritzung vorteilhafter, da das/der für die Shift-Reaktion benötigte Wasser/Dampf bereits im rohen Synthesegas vorhanden ist.
Zunächst wird das Rohgas im ersten Reinigungsschritt unterhalb des Einspritz-Systems oder des Synthesegaskühlers von Staub, Ruß und Schwermetallen befreit. Anschließend werden chemische Schadstoffe wie H2S, COS, HCl, HF, NH3 und HCN abgetrennt und entfernt. Der abgetrennte H2S-reiche Gasstrom wird so aufbereitet, dass verkäuflicher Schwefel, zum Beispiel in reiner elementarer Form, rückgewonnen werden kann. Unterhalb der Gasreinigungsanlage wird das Reingas mit Stickstoff gemischt (zur Mengenregelung, Flammenstabilisierung und Stickoxidreduzierung) und/oder mit Wasser verdünnt, bevor es in die Brennkammer der Gasturbine geleitet wird. Auf diese Weise kann Niedertemperaturwärme effizient genutzt werden, und der Massenstrom und Leistung der Turbine werden erhöht.
Bei der Vergasung mit Sauerstoffeinblasung erzeugt die Luftzerlegungsanlage (LZA) den für den Vergasungsprozess benötigten angereicherten Sauerstoff. Der dabei unvermeidlich erzeugte Stickstoff aus der LZA wird in erster Linie im Gasturbinenprozess genutzt, und im Fall von Kohle oder Petrolkoks werden kleinere Mengen für den Transport der Festbrennstoffe zum Vergaser sowie für Inertisierungszwecke eingesetzt. Zusätzlich zur Luft für die Verbrennung kann der Verdichter des Gasturbogenerators auch die gesamte oder einen Teil der Luft für die LZA liefern. Die gegenseitigen Abhängigkeiten zwischen IGCC und LZA werden jeweils als luftseitige Integration, stickstoffseitige Integration oder als nicht integrierte Anlage beschrieben.
Die Dampfturbine wird mit Dampf aus dem Abhitzedampferzeuger (AHDE) der Gasturbine versorgt. Die Wärme aus dem Rohgas kann auch zur Erzeugung von Dampf für die Dampfturbine genutzt werden, wenn Vergaser mit hohen Gasaustrittstemperaturen zum Einsatz kommen. Das GuD-Kraftwerk eignet sich auch gut für den Betrieb mit Synthesegas aus anderen, nicht von Siemens bereitgestellten Vergasungsprozessen.
Brennstoffflexibilität
Ein großer Vorteil des Siemens-Flugstromvergasers (SFG) ist das breite Spektrum an Brennstoffen, die er verarbeiten kann, darunter Kohle, Biomasse, Abfall, Petrolkoks, Raffinerierückstände sowie Mischungen dieser Brennstoffe.
Im GuD-Abschnitt der IGCC-Anlage können darüber hinaus Sekundärbrennstoffe wie Erdgas verbrannt werden (z. B. während der Wartung der Einrichtungen für die Primärbrennstoffversorgung).
Produktflexibilität
Das IGCC-Konzept von Siemens bietet darüber hinaus die Möglichkeit zur Entnahme von Prozess- und Fernwärme (Kraft-Wärme-Kopplung). Als Alternative bietet sich eine Optimierung zur Polygenerationsanlage an, die außer Strom gleichzeitig synthetische Brennstoffen wie synthetisches Erdgas (SNG), Fischer-Tropsch-Produkte (synthetisches Benzin) oder Wasserstoff, oder auch Chemikalien wie Ammoniak, Harnstoff, Methanol, elementaren Schwefel und Schwefelsäure erzeugt und damit den Ausnutzungsgrad der Primärenergie erheblich steigert.
Schließlich kann CO2 auch als wertvolles Nebenprodukt abgetrennt werden, das für die tertiäre Erdölgewinnung („Enhanced Oil Recovery“, EOR) genutzt wird. Dazu wird CO2 in weitgehend erschöpfte Erdöllagerstätten gepumpt, wodurch zuvor nicht erreichbares Öl noch gefördert werden kann, was die Lebensdauer der Quelle erheblich ausweitet.
Konzeptflexibilität
Die mit Synthesegas betriebenen Siemens-Turbinen ermöglichen ein hohes Maß an Konzeptflexibilität für IGCC-Anlagen. Der Integrationsgrad von Luft, Stickstoff, Wasser und Dampf lässt sich je nach Projektanforderungen individuell anpassen.
Eine IGCC-Anlage kann schrittweise ausgebaut werden. Zum Beispiel könnte man mit einem GuD-Kraftwerk auf Erdgasbasis beginnen, wobei der Raum für die künftige Weiterentwicklung bereits berücksichtigt wird. Später können eine Kohlevergasungs- und Synthesegasaufbereitungsanlage hinzukommen, zu der auch Einrichtungen zur CO2-Abtrennung gehören, die für Lösungen mit CO2-Abscheidung und -Speicherung (CSS) benötigt werden. Eine schrittweise Errichtung kann wirtschaftlich vorteilhaft sein, wenn Brennstoffpreise, CO2-Infrastruktur oder die Projektfinanzierung maßgebliche Einflussfaktoren darstellen. Es kann auch sinnvoll sein, die technische Vorrüstung für den späteren Ausbau bereits in einem früheren Stadium durchzuführen, um Betriebsunterbrechungen und den Investitionsaufwand zu einem späteren Zeitpunkt zu minimieren.
Huaneng (Tianjing, China)
Brennstoff: Kohle
Vergaser: TPRI
Sekundärbrennstoff: Heizöl
Gasturbine (GT): 1 x SGT5-2000E
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Eintritt in LZA/Vergaser: 0 %
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Massenstrom von GT/Verdichter: 0 %
Stickstoffintegration: 0 %
Nettoerzeugungsleistung: 250 MW
Inbetriebnahme: 2010
EniPower (Sannazzaro, Italien)
Brennstoff: Synthesegas
Vergaser: Shell
Nettoerzeugungsleistung: 250 MW
Gasturbine (GT): 1 x SGT5-2000E
Inbetriebnahme: 2006
ARBRE (Eggborough, UK)
Brennstoff: Biomasse
Vergaser: CFB
Nettoerzeugungsleistung: 8 MW
Gasturbine (GT): 1 x Typhoon
Inbetriebnahme: 2002
ELETTRA GLT (Servola, Italien)
Brennstoff: Kohle
Vergaser: Steel Mill
Sekundärbrennstoff: Erdgas
Gasturbine (GT): 1 x SGT5-2000E
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Eintritt in LZA/Vergaser: 0 %
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Massenstrom von GT/Verdichter: 0 %
Stickstoffintegration: 0 %
Nettoerzeugungsleistung: 180 MW
Inbetriebnahme: 2000
ISAB Energy (Priolo Gargallo, Italien)
Brennstoff: Asphalt
Vergaser: Texaco
Sekundärbrennstoff: Heizöl
Gasturbine (GT): 2 x SGT5-2000E
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Eintritt in LZA/Vergaser: 0 %
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Massenstrom von GT/Verdichter: 0 %
Stickstoffintegration: 0 %
Nettoerzeugungsleistung: 521 MW
Nettowirkungsgrad (unterer Heizwert): < 40,0 %
Inbetriebnahme (Erdgasfeuerung): 1998
Inbetriebnahme (Synthesegas): 1999
Elcogas (Puertollano, Spanien)
Brennstoff: Kohle/Petrolkoks
Vergaser: Prenflo
Sekundärbrennstoff: Erdgas
Gasturbine (GT): 1 x V94.3
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Eintritt in LZA/Vergaser: 100 %
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Massenstrom von GT/Verdichter: 18 %
Stickstoffintegration: 100 %
Nettoerzeugungsleistung: 300 MW
Nettowirkungsgrad (unterer Heizwert): 45,0 %
Inbetriebnahme (Erdgasfeuerung): 1996
Inbetriebnahme (Synthesegas): 1997/98
Nuon Power (Buggenum, Niederlande)
Brennstoff: Kohle/Biomasse
Vergaser: Shell
Sekundärbrennstoff: Erdgas
Gasturbine (GT): 1 x SGT5-2000E
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Eintritt in LZA/Vergaser: 100 %
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Massenstrom von GT/Verdichter: 16 %
Stickstoffintegration: 100 %
Nettoerzeugungsleistung: 253 MW
Nettowirkungsgrad (unterer Heizwert): 43,2 %
Inbetriebnahme (Erdgasfeuerung): 1993
Inbetriebnahme (Synthesegas): 1994/95
STEAG/Kellermann (Lünen, NRW)
Brennstoff: Kohle
Vergaser: Lurgi
Sekundärbrennstoff: Erdgas
Gasturbine (GT): 1 x V93
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Eintritt in LZA/Vergaser: 100 %
Luftentnahme aus GT im Verhältnis zum Massenstrom von GT/Verdichter: 10 %
Stickstoffintegration: 100 %
Nettoerzeugungsleistung: 163 MW
Nettowirkungsgrad (unterer Heizwert): 35,1 %
Inbetriebnahme: 1972