DE102008010367A1 - Vorteilhafte Einbindung einer Rauchgaswäsche auf Kohlendioxid in ein fossiles Kaftwerk - Google Patents

Vorteilhafte Einbindung einer Rauchgaswäsche auf Kohlendioxid in ein fossiles Kaftwerk Download PDF

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Abstract

Die Erfindung betrifft eine optimale Anlagenkonfiguration eines fossilen Dampf- bzw. Gas- und Dampf-Kraftwerkes unter Einschluss einer Absorption von Kohlendioxid mit der Zielsetzung, dass der Wirkungsgradverlust einer solchen kombinierten Anlage zu einer ohne Kohlendioxid-Abscheidung verringert wird. Ferner enthält die Anmeldung Schutzrechte für anwendbare vorteilhafte Lösungsmittel.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Einbindung von Rauchgaswäschen für Kohlendioxid in vorhandene oder neu zu errichtende fossile Kraftwerke. Unter fossilen Kraftwerken werden solche verstanden, deren Brennstoff – gegebenenfalls nach Veredlung – aus dem Erdboden gefördert werden. Beispielhaft seien Steinkohle, Braunkohle, Erdgas und Erdöl genannt. In Erweiterung des Begriffes werden hier auch brennbare Biomassen, wie z. B. Holz, als fossile Brennstoffe verstanden.
  • Das bei der Verbrennung von fossilen Brennstoffen in einem Dampfkraftwerk oder in einem kombinierten Gas- und Dampfkraftwerk – in der Literatur als GuD oder CC bezeichnet – entstehende Abgas enthält bei der Einleitung in die Atmosphäre neben den gesetzlich geregelten Spurenanteilen von Schwefeldioxid (SO2) und Stickoxiden (NOx) im ppm-Bereich Metallstäube und vor allem – hier Werte für das Beispiel Kohle – Kohlendioxid (15–16 Vol-%), Wasser (5–7 Vol-%), Sauerstoff (3–4 Vol-%) und natürlich Stickstoff [White et al., Separation and capture of CO2, J. Air & Waste Manage. Assoc. 2003, 53, 645]. Die steigenden Gehalte an Kohlendioxid in der Luft und der ihnen zugewiesene Anteil an einer weltweiten Klimaveränderung machen technische Maßnahmen notwendig, die Emission in die Luft zu begrenzen [Schneider, Q., Putting back the carbon, Nature 2006, 442, 620–623]. Prinzipiell stehen unterschiedliche Trennoperationen zur Verfügung, wobei die Absorption des Kohlendioxids in ein flüssiges Lösungsmittel als aussichtsreichste Variante diskutiert wird [IPCC Special Report an Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel an Climate Change [Metz, B., O. Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L. A. Meyer (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York 2005]. Es kann zwischen chemischer (Chemisorption) und physikalischer Absorption (Physisorption) unterschieden werden. Bei der Physisorption löst sich die Gaskomponente aufgrund physikalischer Wechselwirkungen mit dem Lösungsmittel unter meist geringer Temperaturerhöhung, während sich bei der chemischen Absorption ein Reaktionsprodukt aus Gaskomponente und Lösungsmittel bildet, das im häufigen Falle der Exothermie zu einem Temperaturanstieg typischerweise größer 10 K im Lösungsmittel führt. Das Maß der physikalischen Absorption ist die Henry-Konstante wie von den Autoren Gmehling und Brehm [Gmehling J., Brehm A., Grundoperationen, Lehrbuch der Technischen Chemie – Band 2, ISBN 3-13-687401-3] definiert. Diese ist umso kleiner, je größer die Gaslöslichkeit im betrachteten Lösungsmittel ist.
  • In Abhängigkeit des verwendeten Lösungsmittels (Chemisorption oder Physisorption) sind die Betriebsbedingungen des Absorptionsprozesses sehr unterschiedlich (Temperaturen im Absorber und Desorber, Beladungsverhältnis des Lösungsmittels, Druck in Absorber und Desorber, notwendiger Lösungsmittelstrom). Den aufgeführten Prozessdaten in Kohl und Nielsen [Gas purification, Gulf Publishing Corp., 5. Auflage] lässt sich entnehmen, dass ein physikalischer Absorptionsprozess prinzipiell bei geringeren Regenerationstemperaturen für das Lösungsmittel durchgeführt wird als ein Prozess mit einem chemischen Lösungsmittel. Weiterhin ist Dunn [Dunn, C. D., Freitas, E. R., Hill, E. S., Sheeler, J. E. R., Sulfinol Process, The Oil and Gas Journal, March 29, 1965, 89–92] zu entnehmen, dass die Verdampferleistung im Regenerator im Sulfinolprozess, bei dem ein Teil des chemischen Lösungsmittels durch ein physikalisch wirkendes ersetzt wird, einen deutlich geringeren Energiebedarf aufweist im Vergleich zu einem Prozess mit Monoethanolamin (MEA), einem typischen chemischen Lösungsmittel. Für den Kraftwerksbereich werden chemisorptive Absorptionsverfahren mit einer wässrigen Monoethanolaminlösung (MEA) zur Kohlendioxidabtrennung favorisiert [IPCC Special Report an Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel an Climate Change [Metz, B., O. Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L. A. Meyer (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York 2005]. Dieses Lösungsmittel ist seit langem bekannt und bereits großtechnisch im Einsatz, um Kohlendioxid aus Gasgemischen (auch aus Kraftwerksrauchgasen) abzutrennen. Der Stand der Technik der Absorptionsverfahren ist in Kohl und Nielsen zusammengefasst [A. L. Kohl, R. B. Nielsen, Gas Purification, 5th ed., Gulf Publishing Company, Houston 1997]. 1 eine Ausführungsform der konventionellen chemischen Absorption mit wässriger Monoethanolaminlösung mit nachgeschalteter Lösungsmittelregenerierung ohne Lösungsmittelaktivierung. Der mit Kohlendioxid beladene Rauchgasstrom 60 tritt über ein Gebläse 61 in die Absorptionskolonne 75. Der an Kohlendioxid verarmte Rauchgasstrom verlässt die Absorptionskolonne mit Strom 62. Das regenerierte Lösungsmittel wird durch den Wärmeübertrager 64 temperiert mit Strom 63 eingetragen und verlässt die Absorptionskolonne beladen mit Strom 74 und wird mit Pumpe 73 über den Wärmeübertrager 72 mit Strom 77 in die Desorptionskolonne 76 transportiert. Das im Lösungsmittel befindliche Gas, vorteilhaft ist eine selektive Absorption von Kohlendioxid, verlässt die Desorptionskolonne mit Strom 67 über den Teilkondensator 65, wobei dieser Strom zum Transport mittels des Verdichters 66 verdichtet oder verflüssigt wird. Die Desorption wird durch Wärmezufuhr in den Verdampfer 70 über die Dampfzuführung 69 bewirkt. Der kondensierte Heizdampf steht im Strom 68 zur energetischen Nutzung bereit. Das verarmte Lösungsmittel verlässt die Desorptionskolonne mit Strom 63 über die Pumpe 71. Derzeit existieren drei kommerziell verfügbare Absorptionsprozesse, die zur Abtrennung von Kohlendioxid aus Rauchgasen verwendet werden können:
    • 1. Econamine FG Prozess von Fluor Daniel. Kohlendioxid wird in eine wässrige MEA-Lösung absorbiert (30 Ma% MEA, mit Korrosionsinhibitor, ausgelegt für O2 enthaltende Ströme), weltweit wurden mehr als 20 Anlagen betrieben mit 6–1000 t Kohlen dioxid/d) [D. Chapel, J. Ernest, C. Mariz, Canadian Society of Chemical Engineers Annual Meeting, Saksatoon, Saskatchewan, Canada, Oktober 1999].
    • 2. Prozess von Kerr-McGee/ABB Lummus Crest. Kohlendioxid wird in eine wässrige MEA-Lösung absorbiert (15–20 Ma% MEA). Das Kohlendioxid entstammt koks- und kohlebetriebenen Feuerungen. In der Literatur wird von 4 Anlagen berichtet, die Kapazitäten von 180 bis 720 t Kohlendioxid/d) besitzen [D. Chapel, J. Ernest, C. Mariz, Canadian Society of Chemical Engineers Annual Meeting, Saksatoon, Saskatchewan, Canada, Oktober 1999; R. Barchas, R. Davis, Energy Convers. Mgmt. 1992, 33 (5–8), 333].
    • 3. KEPCO/MHI Prozess von Kansai Electric Power Co. und Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Der Prozess basiert auf sterisch gehinderten Aminen (KS-1, KS-2, KS-3), benötigt keine Inhibitoren und besitzt geringe Lösungsmitteldegradationsraten. Die erste kommerzielle Anlage besitzt eine Kapazität von 200 t Kohlendioxid/d [Mimura, T., S. Satsumi, M. Iijima, S. Mitsuoka, 1999: Development an Energy Saving Technology for Flue Gas Carbon Dioxide Recovery by the Chemical Absorption Method and Steam System in Power Plant, Greenhouse Gas Control Technologies. P. Riemer, B. Eliasson, A. Wokaun (eds.), Elsevier Science, Ltd., United Kingdom, 71-76; Mimura, T., S. Shimojo, T. Suda, M. lijima, S. Mitsuoka, 1995: Research and Development an Energy Saving Technology for Flue Gas Carbon Dioxide Recovery and Steam System in Power Plant, Energy Conversion and Management, 36 (6–9), 397–400; Mimura, T., T. Nojo, M. Iijima, T. Yoshiyama and H. Tanaka, 2003: Recent developments in flue gas CO2 recovery technology. Greenhouse Gas Control Technologies, Proceedings of the 6th International Conference an Greenhouse Gas Control Technologies (GHGT-6), 1-4 Oct. 2002, Kyoto, Japan, J. Gale and Y. Kaya (eds.), Elsevier Science Ltd, Oxford, UK.]
  • Die erwähnten Prozesse und Anlagen sind für die Produktion von Kohlendioxid dimensioniert und optimiert (CO2 für Lebensmittelbereich, Produktion von Harnstoff, erweiterte Ölgewinnung (EOR)), nicht aber zur Abtrennung von Kohlendioxid aus dem Kraftwerk.
  • Bisher existiert weltweit keine Anlage, die Kohlendioxid aus einem realen Kraftwerksprozess (bei 1000 MW elektrischer Leistung entstehen etwa 750 t Kohlendioxid/h) zu einem bestimmten Abtrenngrad (Verhältnis absolute abgetrennte Kohlendioxid Masse, die den Desorber verlässt zur absoluten Kohlendioxid Masse im Rauchgasstrom) oder komplett abtrennt. Es wird lediglich von Anlagen im Pilotmaßstab berichtet, die 1 bis 4,5 t Kohlendioxid/d abtrennen und verschiedene Aspekte der Prozesse wie Degradation des Lösungsmittels, Schaumbildung, optimales Arbeitsverhältnis zwischen beladener und unbeladener Lösung untersuchen [M. Wilson, P. Tontiwachwuthikul, A. Chakma, R. Idem, A. Veawab, A. Aroonwilas, D. Gelowitz, J. Barrie, C. Mariz, Energy 2004, 29, 1259; M. Wilson, P. Tontiwachwuthikul, A. Chakma, R. Idem, A. Veawab, A. Aroonwilas, D. Gelowitz, R. Stobbs, GHGT 7, Vancouver, Canada, September 2004; H. Hasse, R. Notz, N. Asprion, I. Clausen, DECHEMA-Kolloquium 10.11.2005: Wohin mit dem CO2-Ist die CO2-Sequestrierung ein alternativer Weg zum Klimaschutz?, Frankfurt 2005].
  • Der typische Dampfkreislauf eines Kraftwerks für fossile Brennstoffe ist in der schematischen 2 aufgeführt und besteht aus folgenden wesentlichen Komponenten: Im Überhitzer 1 wird der Dampf erzeugt, der dann zunächst in der Hochdruckturbine 2 entspannt wird, in Anteilen oder vollständig in den Überhitzer 1 zurückgeführt wird und dann in den Mittel- 3 und den parallelen Niederdruckturbinen 4, 5 weiter entspannt wird. IN 2 sind die Ströme 20 und 22 aus Gründen der Lesbarkeit als ein Strom aus Überhitzer 1 dargestellt, real werden die Ströme einzeln geführt. Im Kondensator 6 wird nach den Niederdruckturbinen 4,5 der Dampf vollständig kondensiert. In einer ersten Speisewasserpumpe 7 wird das Kondensat auf höheren Druck gebracht, damit in mehreren Wärmeübertragern 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 die Temperatur im flüssigen Wasser erhöht werden kann. Die Maßnahme der Wärmeübertragung in 8–13 dient zur Verbesserung des Wirkungsgrades des Kraftwerkes durch die sogenannte „Carnotisierung". Die Maßnahme 14 erfüllt das gleiche Ziel durch Wärmeübertragung aus dem Rauchgas. Nach einer direkten Vorwärmung im Entgaser 15 folgt eine zweite Speisewasserpumpe 16 für eine weitere Druckanhebung. Die Wärmeübertrager 17, 18, 19 nutzen Mitteldruck- und Hochdruckdampf für das gleiche Ziel wie 8–13. Das vorgewärmte Kondensat tritt wieder asl Strom 42 in den Überhitzer 1 ein, in dem die Verbrennungswärme des fossilen Brennstoffs zur Verdampfung und Temperaturerhöhung genutzt wird. In einem Gas- und Dampfkraftwerk wird die Energie des Dampfkreislaufes aus dem heißen Abgas der Gasturbine entnommen. Diese Anordnung ist in 2 nicht gezeigt.
  • Der Dampfkreislauf eines Kraftwerkes ist sehr weitgehend zur Erzielung eines hohen Wirkungsgrades (Verhältnis Elektrizität zur eingesetzten Wärmemenge durch Verbrennung) optimiert. Die oben geschilderten Absorptionsprozesse sind ebenfalls in sich optimiert. Der Schwachpunkt ist die Tatsache, dass eine gemeinschaftliche Optimierung – also Dampfkreislauf + Absorptionsprozess) mit anderen Betriebspunkten und Apparatekonfigurationen bisher nicht stattfand, insbesondere weil auch die Simulationsprogramme für beide Prozesse unterschiedlich sind. Bei einer energetischen Verschaltung von energietechnischem (Kraftwerk) und verfahrenstechnischem (Absorption) Prozess erscheint der Abtrenngrad als weiterer Parameter. Ein hoher Abtrenngrad von 90% führt zu erheblichen Wirkungsgradeinbußen für den Gesamtprozess, die im Bereich von 9 bis 15%-Punkten liegen. Die genannten Werte entstammen dem IPCC Special Report an Carbon Dioxide Capture and Storage, der unterschiedliche Studien zitiert, die aufgrund von Simulationen oder Abschätzrechnungen zu diesen Einschätzungen gelangen [IPCC Special Report an Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel an Climate Change [Metz, B., O. Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L. A. Meyer (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York 2005].
  • Die Erfindung betrifft eine neue Kraftwerkskonfiguration, die einen Dampfteil und einen Absorptionsteil enthält, die miteinander in optimaler Weise verbunden sind. Dadurch werden für den gesamten Prozess geringere Wirkungsgradverluste erzielt als bei dem jetzigen Zustand (9–15% Punkte), die durch Addition einer Wäsche an eine vorhandene Dampfanlage entstehen.
  • Der Prozess zur Kohlendioxidabtrennung bezieht seine thermische Energie (Dampf aus Anzapfungen der Turbinenstufen im Niederdruckbereich) und elektrische Energie (aus dem Generator) direkt aus dem Dampfteil. Angesichts der sehr großen Massenströme des Rauchgases (bei 1000 MW elektrischer Leistung: Rauchgasstrom 3470 t/h, CO2-Strom: 750 t/h) ergeben sich in Abhängigkeit des Abtrenngrades und des zu verwendenden Lösungsmittels (chemische oder physikalische Absorption) sowie des Beladungsverhältnisses (Verhältnis der molaren CO2-Beladung des Lösungsmittels am Absorberaustritt zur molaren CO2-Beladung im regenerierten Lösungsmittel am Desorberaustritt) unterschiedliche Verdampferleistungen in der Regenerationskolonne und somit unterschiedliche Rückbezüge auf den Dampfteil. Das erfindungsgemäße Verfahren soll für die physikalische und chemische Absorption erläutert werden, es kann auf beide Typen angewendet werden.
  • Als physikalische Lösungsmittel sind in dieser Erfindung solche definiert, die folgende Parameter einhalten:
    • 1. Die Absorptionsenthalpie für Kohlendioxid ist 30% oder weniger der von wässriger 30%iger Monoethanolaminlösung.
    • 2. Der Dampfdruck des Lösungsmittels liegen bei < 1 Pa bei 100°C
    • 3. Das Lösungsmittel besteht aus Kohlenstoff, Stickstoff, Wasserstoff und Sauerstoff in wechselnden Anteilen, wobei auch ein Anteil von 0 möglich ist.
    • 4. Die Henry-Konstante von Kohlendioxid im Lösungsmittel ist kleiner 400 bar bei 298 K
    • 5. Die Henry-Konstante von Stickstoff im Lösungsmittel ist größer 800 MPa bei 298 K
    • 6. die konkrete chemische Struktur kann nach der Lehre von Rolker [Rolker, Joern; Arlt, Wolfgang. Separation of carbon dioxide from flue gases by absorption. Chemie Ingenieur Technik (2006), 78 (4), 416–424] ermittelt werden.
  • Die Einbindung einer Absorption führt im erfindungsgemäßen Verfahren zu Änderungen im bekannten und in 2 schematisch wiedergebenen Dampfteil eines Kraftwerkes. Diese Änderungen sind neu, denn im Patent EP 0551876A2 „Process for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas" der Firmen Kansai Electric Power und Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha werden für die Verschaltung von Absorptions- und Kraftwerksprozess mit nachgeschalteter CO2-Kompression nur Ansprüche zur Betreibung der Hochdruckkompressoren mit Hochdruckdampf aus der Hochdruckturbine sowie der Betrieb des Verdampfers der Desorberkolonne mit Dampf aus der Niederdruckturbine und einem Teil des entspannten Hochdruckdampfes für die Hochdruckkompressoren aufgestellt. Bei einer Rückführung der kondensierten Dämpfe in den Wasserkreislauf ergibt sich in EP 0551876A2 eine Verbesserung der Wirkungsgradeinbuße des gesamten Kraftwerks von 2%-Punkten zu dem Fall ohne Anwendung dieses Patentes.
  • Die neuartigen Konfigurationen des erfindungsgemäßen Verfahrens werden im folgenden vorgestellt. Es zeichnet sich durch die Serienschaltung der Niederdruckturbinen und den Verzicht auf Vorwärmer vom bisherigen Stand der Technik aus und ist in 3 skizziert.
  • Die unten aufgeführten Beispiele entstammen Simulationen, die mit Hilfe der Simulations-Umgebung AspenPlus erzielt wurden. Der berechnete Wirkungsgrad des Kraftwerks aus 2 plus addierter Rauchgaswäsche und Betrieb durch Dampfentnahme aus Strom 23 wird mit mit „konventionell" bezeichnet und mit den erfindungsgemäßen Änderungen, die in 3 visualisiert sind, verglichen.
  • Beispiel 1: Erfindungsgemäße Verschaltung der Niederdruckturbinen
  • Die Veränderung des konventionellen Dampfkreislaufes in 2 betrifft die Niederdruckturbinen. Es ist vorteilhaft, wenigstens zwei dieser Turbinen seriell zu verschalten. In 3 ist das Beispiel gezeigt, dass nur 2 Niederdruckturbinen existieren. Im erfindungsgemäßen Verfahren wird die erste Niederdruckturbine 80 mit einem Ausgangsdruck und -temperatur betrieben, wobei die Temperatur so bestimmt wird, dass die Tautemperatur von Strom 69 bevorzugt 30 K höher als die des Sumpfablauf der Desorptionskolonne 70 in 2 und 3 ist, besonders bevorzugt 2 bis 10 K höher.
  • Eine weitere Veränderung des konventionellen Dampfkreislaufes in 2 betrifft die vorteilhafte Anordnung der zweiten Niederdruckturbine 81 derart, dass sie die Restdampf mengen mit der Bezeichnung 82 von Turbine 80 nutzt, die im vorhandenen Kondensator 6 kondensiert werden.
  • Die Strom 82 wird bei physikalischer Wäsche kleiner als bei chemischer. Es ist dem Ingenieur klar, dass die Betriebspunkte der Hoch- und Mitteldruckturbinen nach allgemeinem Ingenieurverständnis der neuen Verschaltung der Niederdruckturbinen anzupassen ist.
  • Anders als im konventionellen Dampfkreislauf in 2 werden die Wärmeübertrager, deren Betriebsmitteldruck unterhalb des Betriebsdrucks des Dampfes 69 der Regenerationskolonne 76, in Beispiel der 2 die Wärmeübertrager 8–11, nicht mehr benötigt (siehe 3). Entsprechend allgemeiner Lehre müssen die Vorwärmer 12 und 13 mit einer solchen Wärmeübertragung betrieben werden, dass in Strom 38 die Sättigungstemperatur (wie im konventionellen Fall) erreicht wird. Der Vorteil dieses erfindungsgemäßen Details liegt in den Investitionskosten.
  • Mittels des oben erwähnten Simulationsprogrammes wurde für die konventionelle Anordnung ein Gesamtwirkungsgrad ohne die Hochdruckverdichtung 66 für physikalische und chemische Waschmittel bei verschiedenen Abtrenngraden ermittelt. Die folgende Tabelle stellt die Verbesserung im Wirkungsgradverlust, der durch die Addition der Wäsche entsteht, für physikalische und chemische Waschmittel dar.
    chemisch physikalisch
    90% Abtrenngrad 1,5% Punkte 4,8% Punkte
    50% Abtrenngrad 1,5% Punkte 3,4% Punkte
  • Selbst eine Verbesserung des Wirkungsgradverlustes von 1,5% Punkten stellt eine erhebliche Verbesserung des Prozesses dar, da sich heute käufliche Kraftwerke gerade um 1–2% Punkte im Vergleich der Anbieter unterscheiden.
  • Klar ergibt sich ein Vorteil der physikalischen Waschmittel.
  • Beispiel 2: Erfindungsgemäße Nutzung des Kondensats des Verdampfers der Desorptionskolonne
  • Im erfindungsgemäßen Verfahren wird das Kondensat 68 des Verdampfers der Regenerationskolonne zum Kondensat des Hauptkondensators 6 gegeben (siehe 3) und damit die innewohnende Wärme genutzt.
  • Dieser Effekt ist in der Tabelle von Beispiel 1 eingerechnet.
  • Beispiel 3: erfindungsgemäße Nutzung des heißen Rauchgases
  • Im erfindungsgemäßen Verfahren wird die Nutzung des Wärmeinhaltes des Rauchgases direkt durch einen Wärmeübertrager 14 wie in 3 schematisiert zu dem Strom der Speisewasserpumpe 7 realisiert. Durch diese Maßnahme wird das Rauchgas im Vergleich zum konventionellen Prozess stärker abgekühlt und damit ist der Wärmeverlust über den Abgaskamin geringer.
  • Dieser Effekt ist in der Tabelle von Beispiel 1 eingerechnet.
  • ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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  • Zitierte Patentliteratur
    • - EP 0551876 A2 [0011, 0011]
  • Zitierte Nicht-Patentliteratur
    • - White et al., Separation and capture of CO2, J. Air & Waste Manage. Assoc. 2003, 53, 645 [0002]
    • - Schneider, Q., Putting back the carbon, Nature 2006, 442, 620–623 [0002]
    • - IPCC Special Report an Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel an Climate Change [Metz, B., O. Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L. A. Meyer (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York 2005 [0002]
    • - Gmehling J., Brehm A., Grundoperationen, Lehrbuch der Technischen Chemie – Band 2, ISBN 3-13-687401-3 [0002]
    • - Gas purification, Gulf Publishing Corp., 5. Auflage [0003]
    • - Dunn, C. D., Freitas, E. R., Hill, E. S., Sheeler, J. E. R., Sulfinol Process, The Oil and Gas Journal, March 29, 1965, 89–92 [0003]
    • - IPCC Special Report an Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel an Climate Change [Metz, B., O. Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L. A. Meyer (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York 2005 [0003]
    • - A. L. Kohl, R. B. Nielsen, Gas Purification, 5th ed., Gulf Publishing Company, Houston 1997 [0003]
    • - D. Chapel, J. Ernest, C. Mariz, Canadian Society of Chemical Engineers Annual Meeting, Saksatoon, Saskatchewan, Canada, Oktober 1999 [0003]
    • - D. Chapel, J. Ernest, C. Mariz, Canadian Society of Chemical Engineers Annual Meeting, Saksatoon, Saskatchewan, Canada, Oktober 1999 [0003]
    • - R. Barchas, R. Davis, Energy Convers. Mgmt. 1992, 33 (5–8), 333 [0003]
    • - Mimura, T., S. Satsumi, M. Iijima, S. Mitsuoka, 1999: Development an Energy Saving Technology for Flue Gas Carbon Dioxide Recovery by the Chemical Absorption Method and Steam System in Power Plant, Greenhouse Gas Control Technologies. P. Riemer, B. Eliasson, A. Wokaun (eds.), Elsevier Science, Ltd., United Kingdom, 71-76 [0003]
    • - Mimura, T., S. Shimojo, T. Suda, M. lijima, S. Mitsuoka, 1995: Research and Development an Energy Saving Technology for Flue Gas Carbon Dioxide Recovery and Steam System in Power Plant, Energy Conversion and Management, 36 (6–9), 397–400 [0003]
    • - Mimura, T., T. Nojo, M. Iijima, T. Yoshiyama and H. Tanaka, 2003: Recent developments in flue gas CO2 recovery technology. Greenhouse Gas Control Technologies, Proceedings of the 6th International Conference an Greenhouse Gas Control Technologies (GHGT-6), 1-4 Oct. 2002, Kyoto, Japan, J. Gale and Y. Kaya (eds.), Elsevier Science Ltd, Oxford, UK. [0003]
    • - M. Wilson, P. Tontiwachwuthikul, A. Chakma, R. Idem, A. Veawab, A. Aroonwilas, D. Gelowitz, J. Barrie, C. Mariz, Energy 2004, 29, 1259 [0005]
    • - M. Wilson, P. Tontiwachwuthikul, A. Chakma, R. Idem, A. Veawab, A. Aroonwilas, D. Gelowitz, R. Stobbs, GHGT 7, Vancouver, Canada, September 2004 [0005]
    • - H. Hasse, R. Notz, N. Asprion, I. Clausen, DECHEMA-Kolloquium 10.11.2005: Wohin mit dem CO2-Ist die CO2-Sequestrierung ein alternativer Weg zum Klimaschutz?, Frankfurt 2005 [0005]
    • - IPCC Special Report an Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel an Climate Change [Metz, B., O. Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L. A. Meyer (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York 2005 [0007]
    • - Rolker, Joern; Arlt, Wolfgang. Separation of carbon dioxide from flue gases by absorption. Chemie Ingenieur Technik (2006), 78 (4), 416–424 [0010]

Claims (8)

  1. Eine Anlagenkonfiguration eines Dampf- oder Gas-und-Dampf-Kraftwerkes mit integrierter Abscheidung von Kohlendioxid aus Rauchgasen, dadurch gekennzeichnet, dass die Einbindung des Absorptionsprozesses die Anlagenkonfiguration des Dampfteils des Kraftwerkes ohne Absorption verändert mit dem Ziel, den Wirkungsgradverlust durch die Absorption zu vermindern.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens zwei Niederdruckturbinen in Serie geschaltet werden und der Betriebsdampf der Desorption aus dem Ausgangsstrom der Turbine, die beim höheren Druck betrieben wird, entnommen wird
  3. Verfahren nach Anspruch 2 dadurch gekennzeichnet, dass die Niederdruckturbine bei dem höheren Druck mit einer Ausgangstemperatur betrieben wird, wobei die Temperatur so bestimmt wird, dass die Tautemperatur des Ausgangsstromes der Niederdruckturbine bis 30 K höher als die Temperatur des Sumpfablaufs der Desorptionskolonne ist, besonders bevorzugt 2 bis 10 K höher.
  4. Verfahren nach Anspruch 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass nur Vorwärmer betrieben werden, deren Betriebsmitteldruck oberhalb des Betriebsdrucks des Dampfes zur Beheizung der Regenerationskolonne liegt
  5. Verfahren nach Anspruch 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass das Kondensat der Beheizung der Regenerationskolonne in das Kondensat des Dampfprozesses vor dem ersten Vorwärmer eingespeist wird
  6. Verfahren nach Anspruch 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass ein Wärmeübertrager des gesamten Kondensats aus dem Dampf- und Absorptionsprozess zum heißen Rauchgas vor einem weiteren Vorwärmer geschaltet wird
  7. Lösungsmittel zur Abscheidung von Kohlendioxid aus Rauchgasen aus Dampf- oder Gas-und-Dampf-Kraftwerken mit integrierter Abscheidung, dadurch gekennzeichnet, dass a) die Absorptionsenthalpie des Lösungsmittels für Kohlendioxid 30% oder weniger der von wässriger Monoethanolaminlösung ist b) der Dampfdruck des Lösungsmittels kleiner 1 Pa bei 100°C ist c) das Lösungsmittel aus Kohlenstoff, Stickstoff, Wasserstoff und Sauerstoff in wechselnden Anteilen besteht, wobei auch ein Anteil von 0 möglich ist. d) die Henry-Konstante von Kohlendioxid im Lösungsmittel kleiner 400 bar bei 298 K ist e) Die Henry-Konstante von Stickstoff im Lösungsmittel größer 800 MPa bei 298 K ist
  8. Lösungsmittel nach Anspruch 7, die hyperverzweigte Polymere genannt werden.
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