DE69503036T2 - Methode zur entfernung und zum vorbeugen von emissionen in die atmosphäre von kohlendioxid aus abgasen von wärmekraftmaschinen - Google Patents

Methode zur entfernung und zum vorbeugen von emissionen in die atmosphäre von kohlendioxid aus abgasen von wärmekraftmaschinen

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Description

  • Verfahren zum Entfernen und Verhindern von Emissionen in die Atmosphäre von Kohlendioxid (CO&sub2;) aus Abgasen von
    • Wärmekraftmaschinen
  • Die vorliegende Erfindung betrifft die Entfernung von Kohlendioxid (CO&sub2;), das bei der Verbrennung von Kohlenwasserstoffgasen anfällt. Ein Aspekt der Erfindung betrifft die Entfernung von CO&sub2; aus Abgasen aus Wärmekraftmaschinen, insbesondere, wenn eine derartige Einrichtung auf Offshore-Plattformen zur Öl- und/oder Gasförderung und/oder Verarbeitung von Öl und/oder Gas eingesetzt ist. Ein zweiter Aspekt der vorliegenden Erfindung betrifft die Entfernung von CO&sub2;, das bei der Verbrennung von Erdgas in einer Gasturbine auf einer Offshore-Öl/Gas- Plattform anfällt.
  • Im Jahre 1989 legte die norwegische Regierung das Ziel fest, daß die gesamten CO&sub2;-Emissionen in Norwegen im Jahre 2000 auf dem Stand von 1989 stabilisiert sein sollten. Dies führte im Jahre 1991 zu der Einführung der CO&sub2;-Steuer, wodurch die norwegischen Ölfirmen motiviert wurden, neue Verfahren und Technologien zu untersuchen, um hierdurch die gesamten CO&sub2;- Emissionen zu reduzieren.
  • Die Einführung der CO&sub2;-Steuer auf die Offshore-Verbrennung von Naturgas führte zu einem erhöhten Interesse sowohl an der Energieerhaltung wie auch an der Möglichkeit der Trennung von CO&sub2; aus Abgasen von Gasturbinen.
  • Bei der Entwicklung eines CO&sub2;-Entfernungsverfahrens, das dazu gedacht ist, auf Offshore-Plattformen eingesetzt zu werden, müssen verschiedene spezielle Überlegungen in Betracht gezogen werden. Der entscheidenste Zwang besteht darin, daß auf Plattformen Platz und Gewicht sehr teuer sind und aufgrund dessen die Ausrüstungsgegenstände möglichst kompakt und leichtgewichtig sein müssen. Zweitens muß der CO&sub2;- Entfernungsprozeß in solch einer Weise installiert sein, daß die Wartung der Abtrenneinheit die Verfügbarkeit des Ölförderungsprozesses auf der Plattform nicht stört. Drittens sind die Aussichten zur Beseitigung von reinem CO&sub2; von Offshore-Plattformen gut. CO&sub2; kann verdichtet und entweder in der Tiefsee, wasserführenden Schichten, erschöpften Öl- oder Gasvorkommen oder in Vorkommen injiziert werden, die noch betrieben werden. Das letztere kann zu einer verbesserten Ölgewinnung führen.
  • Bei der ersten internationalen Konferenz zur Kohlendioxidentfernung (1992) wurden verschiedene Studien präsentiert, die das Entfernen von CO&sub2; aus stromerzeugenden Systemen betrafen. De Ruyck (1992) schlug einen kombinierten CO&sub2;- und Dampfkreisprozeß vorg der eine Erweiterung des Feuchtluft-Turbinenkreisprozesses (HAT) ist. Bolland und Sæther (1992) schlugen mehrere Alternativen zur Vereinfachung der CO&sub2;-Entfernung vor. Im Verlaufe des Jahres 1992 wurden durch IEA Greenhouse Gas R & D Programme mehrere Studien veröffentlicht, jedoch waren die meisten dieser Studien auf eine CO&sub2;-Verringerung aus Kohlekraftwerken gerichtet. Yantovskii et.al. (1992, 1993) beschrieb zwei verschiedene Konzepte für Kraftwerksanlagen, bei denen keine CO&sub2;-Emission in die Luft erfolgt. Diese Konzepte sind jedoch weit davon entfernt, kommerziell realisierbar zu sein.
  • Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Entfernen und Vorbeugen von Emissionen in die Atmosphäre von Kohlendioxid (CO&sub2;) aus Abgasen von Gasturbinen, die auf Offshore-Plattformen zur Förderung von Öl und/oder Gas installiert sind. Die Erfindung umfaßt die folgenden Schritte:
  • (a) Erdgas und Luft werden in die Gasturbine eingebracht, in der das Erdgas in mechanische Energie umgewandelt wird,
  • (b) das Abgas aus der Gasturbine wird zur Wiedergewinnung des Wärmegehalts im Abgas in Form von Dampf durch die Wärmerückgewinnungseinheit, vorzugsweise ein Abgaswärmespeicher, geleitet,
  • (c) nach dem Abgeben der Wärme in der Wärmerückgewinnungseinheit, wodurch die Temperatur des Gases auf 20-70º reduziert wurde, wird das Gas zu einer eine Absorptionsflüssigkeit beinhaltende Absorptionskolonne geleitet, wo das Kohlendioxid in der Flüssigkeit absorbiert wird und das dadurch gereinigte Abgas, das im wesentlichen frei von Kohlendioxid ist, wird in die Atmosphäre abgegeben,
  • (d) die Absorptionsflüssigkeit, die CO&sub2; enthält, wird zu einer Rektifizierkolonne geleitet, wo das CO&sub2; durch Erwärmen auf eine Temperatur von 120-150ºC aus der Absorptionsflüssigkeit entfernt wird,
  • (e) die dadurch regenerierte Absorptionsflüssigkeit, die im wesentlichen frei von CO&sub2; ist, wird zur Absorptionskolonne zurückgeführt und das separierte CO&sub2;-Gas wird einer Verdichterstufe zum Verdichten und Verwenden und/oder zum in geeigneter Weise Entsorgen zugeleitet.
  • Die Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, daß ungefähr 40 % des Abgases zu dem Verdichter-Lufteinlaß für die Gasturbine zurückgeführt werden, bevor das Abgas zu der Absorptionsstufe (c) geleitet wird.
  • Um das Konzept herauszufinden, das die bestmögliche Kombination der folgenden Faktoren: niedriger Abgasstrom, hohe CO&sub2;-Konzentration, hoher Wirkungsgrad und niedriges Gewicht, darstellt, wurden die Stromerzeugungskonzepte bewertet. Ein Mischkreisprozeß mit Rückführung von 40 % des Abgasvolumens zurück zum Einlaß des Verdichters ist unter den zur Entfernung von CO&sub2; untersuchten Konzepten am geeignetsten.
  • Der Gegenstand dieser Erfindung, wie sie in dieser Anmeldung angegeben ist, bestand darin, die Verwendung des bestehenden Stromerzeugungskonzeptes zur Offshore-Abtrennung von CO&sub2; aus Abgas zu bewerten. Die Grundlage für diese Rechnungen war eine LM2500PE-Gasturbine, da diese Turbine im norwegischen Sektor der Nordsee die am häufigsten verwendete Turbine ist. Der Brennstoff ist ein typisches Nordsee-Erdgas mit einem niedrigen Heizwert von 47,6 MJ/kg. Dieses Brennstoffgas erzeugt unter der Annahme, daß eine vollständige Verbrennung erfolgt, ungefähr 2,5 kg CO&sub2; pro 5m³ aus Naturgas.
  • Das Abgas aus der Gasturbine ist aufgrund eines typischen Luftüberschußverhältnisses im Bereich von 3 - 3,5, was zu einer CO&sub2;-Konzentration von nur 3 - 3,5 mol% führt, für die Rückgewinnung von CO&sub2; nicht besonders geeignet. Die Hauptaufgabe dieser Erfindung bestand dementsprechend darin, eine Verfahrensweise zu finden, die ein geringeres Abgasvolumen und/oder höheren CO&sub2;-Gehalt als herkömmliche luftderivative Gasturbinen produzieren wird.
  • Ein Verfahren zum Entfernen von CO&sub2; aus Abgasen, das auf der Absorption von Ammen basiert und als Flour Daniel ECONAMINE FG-Verfahren (Sander und Mariz, 1992) patentiert wurde, wurde in dieser Verfahrensweise verwendet. Das ECONAMINE FG- Verfahren wurde entwickelt, um relativ niedrige CO&sub2;- Konzentrationen, typischerweise 3 - 10 Vol% aus Niedrigdruckgasen mit hohem Sauerstoffgehalt zu entfernen.
  • Das zur Absorption ausgewählte Lösungsmittel ist Monoethanolamin (MEA) aufgrund seiner Fähigkeit, hohe CO&sub2;- Volumina pro MEA-Volumen zu absorbieren. Es sind, abhängig von dem CO&sub2;-Gehalt des Zuführgases, Rückgewinnungen zwischen 85 % und 95 % des bei Atmosphärendruck in den Abgasen vorhandenen CO&sub2; möglich.
  • In dem Verfahren wurden auch Gasabsorptionsmembranen zum Entfernen von CO&sub2; aus Abgasen verwendet und diese Technologie wurde bereits zum Entfernen von Schwefeldioxid getestet. Die Gasabsorptionsmembranen wurden als Kontaktierungseinrichtung zwischen einem Gas- und einem Flüssigkeitsstrom verwendet. Die Trennung wurde durch das Vorhandensein einer Absorptionsflüssigkeit (MEA) auf einer Seite der Membrane bewirkt, das wahlweise bestimmte Bestandteile aus dem Gasstrom auf der anderen Seite der Membran entfernt. Der Austausch herkömmlicher Absorptionskolonnen durch Membranen kann sowohl zu beträchtlichen Kostenreduzierungen wie auch zu beträchtlichen Gewichtsreduzierungen der Absorptionseinheit führen.
  • In der Absorptionseinheit wird durch die MEA in dem Temperaturbereich von 20 bis 70 ºC CO&sub2; absorbiert. Es gelangt dann in die Rektifizierkolonne, in der CO&sub2; aus dem MEA im Temperaturbereich von 120 ºC bis 150 ºC gelöst wird. CO&sub2; wird dann zum Einspritzen verdichtet und MEA strömt in die Absorptionseinheit zurück.
  • Die Erfindung wurde getestet, indem CO&sub2; aus Abgasen von vier GE LM2500PE-Gasturbinen, die auf einer typischen Gaskompressorplattform installiert sind, entfernt wurde.
  • Das Fluor Daniels EOONAMINE FG-Verfahren wurde verwendet, um CO&sub2; aus atmosphärischem Abgas wiederzugewinnen. Die Anlage wurde ausgestaltet, um CO&sub2; aus 60 % des gesamten Abgasstroms zu entfernen. Der Rest des Abgases wird zum Gasturbinen- Luftverdichter zurückgeführt. Basierend auf vier Turbinen führt das zu 1045 t/Tag an zurückgewonnenem CO&sub2;. CO&sub2; wird dann verdichtet und zu einem unterirdischen Behälter oder einem anderen, nicht atmosphärischen Bestimmungsort gesandt.
  • Dieses behandelte Abgas wird dann in die Atmosphäre ausgegeben. Das Verfahren ist in der Fig. 1 schematisch dargestellt. Die verschiedenen Bestandteile werden nun in dem nachfolgenden Abschnitt beschrieben.
  • Für jede der vier Gasturbinen wird angenommen, daß der Brennstoffverbrauch 1282 kg/s bei einem niedrigen Heizwert von 47562 KJ/kg beträgt und eine Zusammensetzung wie ein durchschnittliches Nordseegas vorliegt.
  • Nach der Entspannung in der Turbine wird das Abgas in einen Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator (HRSG) eintreten. Der HRSG ist zur Dampferzeugung auf zwei unterschiedlichen Druckhöhen (40 und 4 bar) ausgestaltet. Der Hochdruckdampf wird in einer Dampfturbine expandiert, das die Dampfturbine verlassende Kondensat wird zu dem mit Wasser gespeisten Vorheizmittel zurückgeführt und im Verfahren benutzt. Die Dampfturbine ist über ein Getriebe mit einem Stromgenerator gekoppelt, der die Absorptions- und Verdichtungseinheit mit Strom versorgt. Die Dampfturbine erzeugt ungefähr 3 MW "Überschuß"-Energie pro Gasturbine, die für andere Zwecke auf der Plattform verwendet werden kann.
  • Der Niedrigdruckdampf wird zum Erwärmen des Aufkochers (reboiler) der Rektifizierkolonne benutzt. Der Energieverbrauch im Aufkocher wird durch die Eigenschaften der Absorptionschemikalie bestimmt.
  • Um das Abgasvolumen, das in die Absorptionskolonne eintritt, zu vermindern, und hierdurch die Größe und das Gewicht der Kolonne zu reduzieren, wird die Gasturbine mit recyceltem Abgas betrieben. Das Abgas, das den HRSG verläßt, wird auf 30 ºC gekühlt und 40 % des Gesamtvolumens wird zwischen dem Luftfilter und dem Verdichtereinlaß zurückgeführt und mit Frischluft vermischt. Die prinzipielle Begrenzung der Rückführung ist durch den O&sub2;-Gehalt der Verbrennungsluft gegeben. Instabilitätsprobleme und das Problem des Ausgehens der Flamme können auftreten, wenn der O&sub2;-Gehalt zu niedrig ist. Ein 40%iges Rückführen für eine LM2500 hat 16,5 mol% O&sub2; in der Verbrennungsluft zur Folge. Gemäß der Flammbarkeitsgrenzen sollte dies auf der vorsichtigen Seite liegen. Das Molekulargewicht von durch den Verdichter strömenden Luft erhöht sich leicht, wenn das Abgas recycelt wird, dieser Effekt wird jedoch nicht als signifikant erachtet. Diese Annahmen wurden von General Electric akzeptiert. Auch Rolls Royce hat im wesentlichen einen hohen Rückführungsgrad akzeptiert.
  • Die Gasturbine wurde simuliert, um Leistungsdaten zur Auslegung mit Abgasrückführung zu erhalten. Die Leistungsdaten für eine LM2500PE sind in Tabelle 1 aufgelistet. Eine schematische Darstellung des Verfahrens ist in der Fig. 2 gezeigt. Tabelle 1: Leistungsdaten für eine LM2500PE mit Rückführung.
  • Die jeder Gasturbine zugeführte Brennstoffenergie beträgt auf dem unteren Heizwert basierend 61,0 MW. Die Verteilung der zugeführten Brennstoffenergie für 4 LM2500PE's ist in Tabelle 2 gezeigt. Tabelle 2: Verwendung der Brennstoffenergie für vier Turbinen (MW).
  • Der Nettowirkungsgrad über alles zur Erzeugung von elektrischer Leistung beträgt 45,5 %. Wenn die Wärme, die durch den Rektifizierkolonnen-Aufkocher geleitet wird, aufgenommen wird, beträgt die Brennstoffverwertung 67 %. Die Nettoausbeute fur einen Einfachkreis LM2500 beträgt 35,4 %.
  • Die chemische Reaktion der Aminabsorption ist (Quelle: R.N. Maddow "Gas and Liquid Sweetening", Campbell Petroleum Series, 1974):
  • 2(R - NH&sub2;) + H&sub2;O + CO&sub2; - (R - NH&sub3;)&sub2;CO&sub3;
  • wobei R = C&sub2;H&sub4;OH
  • Die Reaktion ist umkehrbar und die Gleichung kann geändert werden, indem die Temperatur geändert wird. CO&sub2; wird durch ein Absorptionsmedium im Temperaturbereich von 20 - 70 ºC absorbiert und wird aus MEA im Temperaturbereich von 120 -150 ºC gelöst.
  • Das Abgas aus der Wärmerückgewinnung- und Energieerzeugungseinheit durchläuft einen Abgaskühler und ein Abgasgebläse, bevor es in einen Absorptionsturm eintritt. Durch die Absorptionskolonne wird der CO&sub2;-Gehalt des Abgases mittels einer chemischen Reaktion mit dem Amin reduziert. Die Größe des Absorptionsturms kann reduziert werden, indem eine fortschrittliche Technologie verwendet wird, wie beispielsweise strukturierte Packungen oder Gasabsorptionsmembranen.
  • Das CO&sub2; angereicherte MEA wird zu einer Rektifizierkolonne geführt, wo das CO&sub2; bei Temperaturen von 120 - 150 ºC gelöst wird. Aufgrund der Bildung von hitzestabilen Salzen und anderen kurzkettigen Verbindungen wird eine Degradierung der Absorptionschemikalie auftreten. Diese Verschmutzungen werden in der MEA-Reinigungseinheit, die nur für eine kurze Zeitspanne in Betrieb ist, entfernt.
  • Gasabsorptionsmembranen sind Membranen, die als Kontakteinrichtungen zwischen einem Gas und einem Flüssigkeitsstrom eingesetzt werden. Die Trennung wird durch das Vorhandensein einer Absorptionsflüssigkeit auf einer Seite der Membran bewirkt, die selektiv bestimmte Bestandteile aus dem Gasstrom auf der anderen Seite der Membran entfernt. Die Membran ist dazu bestimmt, eine Kontaktfläche zu schaffen, die das Vermischen des Gases und der Absorptionsflüssigkeit verhindert. Die Membran sollte jedoch für den zu entfernenden Bestandteil äußerst durchlässig sein. Das Trennvermögen im Trennprozeß leitet sich von der Absorptionsflüssigkeit ab. Eine höchst selektive Trennung kann durch eine geeignete Wahl der Absorptionsflüssigkeit erreicht werden.
  • Das Entfernen von Abgasbestandteilen, wie beispielsweise CO&sub2;, wird durch die Verwendung poröser, hydrophobischer Membranen in Kombination mit geeigneten Absorptionsflüssigkeiten (in diesem Fall das Amin MEA) erreicht. Als Ergebnis der hydrophobischen Eigenschaften der Membran und der kleinen Porengröße (normalerweise 0,2 um) können die Gas- und Flüssigkeitsströme getrennt gehalten werden.
  • Die Fig. 3 stellt das Prinzip des Entfernens von CO&sub2; aus Abgasen dar. Die Verwendung von Gasabsorptionsmembranen hat verschiedene Vorteile gegenüber herkömmlichen Kontaktierungseinrichtungen, wie beispielsweise geschichtete Kolonnen:
  • - Kompaktheit der Einrichtungen aufgrund der Verwendung von Hohl fasermembranen.
  • - Die Höhe der Absorptionskolonne wird auf etwa 1/5 herkömmlicher Kolonnen reduziert.
  • - Der Betrieb der Kontaktierungseinrichtung ist unabhängig von den Gas- und Flüssigkeitsströmungsgeschwindigkeiten.
  • - Kein Mitreißen, Uberfluten, Kanalisieren oder Aufschäumen.
  • Die herkömmliche Rektifizierkolonne kann durch eine sich drehende Gas-/Flüssigkeits-Kontakteinrichtung, die HIGEE genannt wird, ersetzt werden. Diese Kontakteinrichtung scheint sowohl zu Kosten- und Gewichtseinsparung wie auch insbsondere zur Verminderung der benötigten Fläche zu führen.
  • Die durch Drehung eines Packungsbettes erzeugten Zentrifugalkräfte wirken als künstliche hohe "g"-Kraft - was zu dem Namen "HIGEE" führt. Im Herzen eines HIGEE liegt die Packung, ein fasriges Material (gewöhnlicherweise Metall), das eine sehr große Oberfläche pro m³ und einen sehr hohen Hohlraumanteil aufweist. Die spezifische Fläche beträgt normalerweise 2.500 m²/m³ mit 90 % Hohlraumanteil.
  • Die HIGEE-Einheit besteht aus einem Rotor, der die in einem Torus angeordnete Packung beinhaltet, und einem stationären Gehäuse. Es sind zwei Dichtungen eingebaut, eine Wellendichtung zwischen der Drehwelle und dem Gehäuse und die andere zwischen dem Rotor und dem Gas-/Dampf-Auslaßkanal, um zu verhindern, daß Gas oder Dampf an der sich drehenden Packung vorbeiläuft Die HIGEE-Einheit ist in Fig. 4 dargestellt.
  • Gas (oder Dampf, wenn als Reinigungsanlage ein HIGEE verwendet wird) gelangt über eine Tangentialdüse in das Gehäuse und strömt durch die sich drehende Packung einwärts. Dort gelangt es in engen Kontakt mit der Flüssigkeit, die am "Auge" der Packung verteilt wurde, und wird durch die Zentrifugalkräfte auswärts gedrängt. Das Gas (Dampf) verläßt die auf der Maschinenachse zentrierte Düse, während die Flüssigkeitströpfchen, die den Rotor verlassen, auf die Rotorwände (oder Innenseiten) auftreffen, und die Flüssigkeit wird aus dem Gehäuse abgelassen.
  • Bei relativ geringen Geschwindigkeiten werden "g"-Kräfte erzeugt, die das 100- bis 1000-fache der normalen Schwerkraft sind. Die sich ergebenden hohen Scherkräfte erzeugen extrem dünne Flüssigkeitsfilme, die sehr schnell die Oberfläche ausfüllen, und beträchtliche Turbulenzen, was somit zu einem extrem effizienten Massentransfer führt. Typischerweise beläuft sich die Tiefe der Packung, die einer tatsächlichen Platte entspricht, im Bereich von 1,5 - 2-5 cm anstatt 30 - 244 cm in herkömmlichen gepackten Türmen. Wie bei herkömmlichen Massentransfereinrichtungen ist eine zufriedenstellende Verteilung sowohl der Gas- wie auch der Flüssigkeitsphasen unbedingt notwendig, um eine optimale Leistung zu erzielen.
  • Das aus dem Trennprozeß resultierende CO&sub2; kann auf verschiedene Weisen gelagert werden:
    • Beseitigung im Meer
  • Flüssiges oder festes CO&sub2; kann in Meerwasser absorbiert werden. Die Lösbarkeit von CO&sub2; in Meerwasser nimmt mit abnehmenden Temperaturen zu. Die ökologischen Auswirkungen der Ablagerung von CO&sub2; im Meer sind immer noch nicht eingehend untersucht und verstanden.
    • Verbesserte Ölgewinnung (EOR)
  • Durch Einspritzung von CO&sub2; in Erdölvorkommen kann die Ölgewinnungsrate erhöht werden. CO&sub2; wird mit einem Teil des vorhandenen Öls vermischt und diese Mischung aus CO&sub2; und Öl wird dasjenige Öl verdrängen, das durch herkömmliche Wassereinspritzung nicht verdrängt werden kann. Ein Problem, das bei der Verwendung von CO&sub2; zur EOR auftreten kann, besteht darin, daß CO&sub2; im Förderungsgas allmählich zunehmen wird. Wenn das Gas exportiert werden soll, kann die Zunahme an Kohlendioxiden die Gasqualität und Verkaufbarkeit des Gases beeinflussen.
    • Ablagerung in erschödften Öl- und Gasvorkommen
  • Die Entsorgung von CO&sub2; in erschöpften Vorkommen wird als sicher erachtet, solange der Einpreßdruck niedriger ist als der ursprüngliche Druck im Vorkommen. Wenn das Vorkommen mit Wasser gefüllt ist, ist die Möglichkeit, daß CO&sub2; aus dem Vorkommen austritt, größer.
    • Industrielle Verwertung von CO&sub2;
  • Kohlendioxid wird als Rohstoff für die chemische Industrie verwendet, insbesondere zur Herstellung von Harnstoff, Polykarbonaten und Alkohol. Dies stellt jedoch keine Alternative zur Entsorgung von großen Mengen von CO&sub2; dar.
  • Die durch die Energieerzeugungseinheit zu erfüllende Hauptaufgabe besteht darin, daß die Nettoenergieabgabe einer LM2500 Einfachkreisgasturbine (ungefähr 21 MW) ohne Rücksicht auf die Leistungs- und Wärmeanforderung für den CO&sub2;- Entfernungsprozeß verfügbar sein sollte. Dies führt zur
  • Notwendigkeit einer Abwärme-Wiedergewinnungseinheit (HRSG), in der das Abgas gekühlt wird, während gleichzeitig Dampf erzeugt wird, der für die Energieerzeugung verwendet werden kann und zusätzlich den Reinigungsaufkocher mit gesättigtem Dampf versorgt. Die HRSG muß eine Dampfturbine mit ausreichendem überhitztem Dampfversorgen, um zumindest Strom von 3 MW zu erzeugen, was der Leistungsaufnahme der Absorptions- und Einspritzvorrichtung entspricht. Erzeugter Strom, der diese Höhe überschreitet, könnte von den Verbrauchern auf der Plattform verwendet werden. Außerdem muß die HRSG gesättigten Dampf mit einem Druck von 4 bar zur Verwendung in dem Rektifizier-Aufkocher zu führen.
  • Die Temperatur des Abgases wird auf ungefähr 125 ºC gesenkt, wenn Wärme zur Dampferzeugung mit dem vorliegenden Dampfzyklus zurückgewonnen wird. Im Falle der CO&sub2;-Entfernung durch Aminabsorption, ist es notwendig, das Abgas weiter zu kühlen. Ein Abgaskühler, der Meerwasser verwendet, ist notwendig, um die Temperatur auf 30 ºC zu senken. Diese Temperatur wird gewählt, um eine optimale Leistung für die Absorptionskolonne zu erreichen. Der Taupunkt des Abgases beträgt ungefähr 42 ºC. Eine Fraktion von Wasserdampf im Abgas wird aufgrund dessen durch den Abgaskühler kondensiert.
  • Die gegenwärtige Praxis für herkömmliche HRSG-Gestaltungen reflektiert die Philosophie der Raum- und Gewichtsanforderung, die sich in der Offshore-Ölindustrie etabliert haben, nicht. Es wird somit ein Schwerpunkt auf die Gestaltung einer kompakten, leichtgewichtigen und Dualdruck- HRSG gesetzt. Kurze Rohre mit einem kleinen Durchmesser wurden zusammen mit den kleinstmöglichen Leitblechdicken und Rohrabständen angewandt. Die schweren Dampftrommeln wurden umgangen, indem das "Einmal-Durch-Prinzip" angewandt wurde, das gewöhnlicherweise bei kohlegefeuerten Dampfkesseln mit superkritischen Dampfbedingungen eingesetzt wird.
    • Kombinierter Kreisprozeß mit Abgasrückführung
  • Es wurde ein kombinierter Kreisprozeß mit teilweiser Rückführung von Abgas vorgeschlagen, um hierdurch das Abgasvolumen zur Behandlung im Absorptionsprozeß zu vermindern. Das Abgas, das die HRSG verläßt, wird auf 30 ºC gekühlt und ein Teil des Gesamtvolumens des Abgases wird zwischen einem Luftfilter und einem Verdichtereinlaß zurückgeführt und mit Frischluft vermischt. Ein vereinfachtes Prozeßflußdiagramm ist in Fig. 2 gezeigt.
  • Das Rückführungsverhältnis wird hauptsächlich durch den Sauerstoffgehalt in der Verbrennungsluft begrenzt.
  • Flammbarkeitsberechnungen von Kohlenwasserstoffbrennstoffen zeigen, daß ungefähr 13 mol% von CO&sub2; ausreichen, um eine Flamme am Brennen zu halten (SFPE, 1990). In der vorliegenden Studie wurde die Grenze bei 16,5 mol% CO&sub2; in der Verbrennungsluft gesetzt. Dies impliziert ein Rückführverhältnis von 40 % des Gesamtabgasvolumens.
  • Sowohl General Electric wie auch Rolls Royce haben im wesentlichen zugestimmt, daß dieses Rückführverhältnis die Gasturbinenleistung nicht signifikant beeinflussen wird, obwohl eingehendes Testen notwendig ist, um dies zu verifizieren Das Rückführen von Abgas ist eine weitverbreitete Verfahrensweise, die zur Nox-Steuerung von stationären Quellen eingesetzt wird. Das erhöhte Gasvolumen wirkt als thermische Senke, was die Gesamtverbrennungstemperatur reduziert. Außerdem wird die Sauerstoffkonzentration abgesenkt. Diese Wirkung wird auch in einer Gasturbinenverbrennung vorhanden sein. Es sind jedoch bestimmte Begebenheiten vorhanden, die hinsichtlich der Rückführung berücksichtigt werden müssen und nachfolgendes beinhalten:
  • - Rückgeführtes Abgas muß sorgfältig mit Luft vermischt werden, um eine Homogenität sicherzustellen.
  • - Bei niedrigen NOx-Magerverbrennungssystemen kann es notwendig sein, die Ausgestaltung aufgrund strenger Mischanforderungen zu modifizieren.
  • Das zusätzliche Feuern der HRSG in einem kombinierten Kreisprozeß (d.h. Verwendung eines Mantelbrenners zwischen der Turbine und der HRSG) erhöht die Ausgangsleistung der Dampfturbine, der Wirkungsgrad wird jedoch etwas niedriger, verglichen zu einem nicht gefeuerten Mischkreisprozeß. Die CO&sub2;-Konzentration des Abgases wird ansteigen. Es tritt jedoch auch ein unerwünschter Effekt beim zusätzlichen Feuern auf; das Abgasvolumen zur Behandlung wird aufgrund des reduzierten Rückführverhältnisses erhöht. Kombiniert mit der Tatsache, daß für die zusätzliche Leistungsabgabe der Dampfturbine kein Bedarf aufgefunden werden konnte, führt dies zu der Schlußfolgerung, daß eine zusätzliche Feuerung der HRSG für die CO&sub2;-Entfernung nicht durchführbar ist. Eine Alternative zu CO&sub2;-Offshore-Entfernungsverfahren wird darin bestehen, hochwirksame Gasturbinen zu installieren. Der Wirkungsgrad von Gasturbinen, die in der Nordsee betrieben werden, ist heutzutage selten höher als 30 - 35 %. Der Austausch dieser Gasturbinen durch neue Turbinen mit Wirkungsgraden, die 40 % überschreiten, wird somit die CO&sub2;-Emissionen beträchtlich reduzieren.

Claims (4)

1. Verfahren zum Entfernen und Vorbeugen von Emissionen in die Atmosphäre von Kohlendioxid (CO&sub2;) aus Abgasen von Gasturbinen, die auf Offshore-Plattformen zur Förderung von Öl und/oder Gas installiert sind, umfassend die folgenden Schritte:
(a) Erdgas und Luft werden in die Gasturbine eingebracht, in der das Erdgas in mechanische Energie umgewandelt wird,
(b) das Abgas aus der Gasturbine wird durch die Wärmerückgewinnungseinheit, vorzugsweise ein Abgaswärmespeicher, geleitet zum Wiedergewinnen des Wärmegehalts im Abgas in Form von Dampf,
(c) nach dem Abgeben der Wärme in der Wärmerückgewinnungseinheit, wodurch die Temperatur des Gases auf 20-70º reduziert wurde, wird das Gas zu einer eine Absorptionsflüssigkeit beinhaltende Absorptionskolonne geleitet, wo das Kohlendioxid in der Flüssigkeit absorbiert wird und das dadurch gereinigte Abgas, das im wesentlichen frei von Kohlendioxid ist, wird in die Atmosphäre abgegeben,
(d) die Absorptionsflüssigkeit, die CO&sub2; enthält, wird zu einer Rektifizierkolonne geleitet, wo das CO&sub2; durch Erwärmen auf eine Temperatur von 120-150ºC aus der Absorptionsflüssigkeit entfernt wird,
(e) die dadurch regenerierte Absorptionsflüssigkeit, die im wesentlichen frei von CO&sub2; ist, wird zur Absorptionskolonne zurückgeführt und das separierte CO&sub2;-Gas wird einer Verdichterstufe zum Verdichten und Verwenden und/oder zum in geeigneter Weise Entsorgen zugeleitet,
dadurch gekennzeichnet, daß ungefähr 40% des Abgases zu dem Verdichter-Lufteinlaß für die Gasturbine zurückgeführt werden, bevor das Abgas der Absorptionsstufe (c) zugeleitet wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß als Gas-Absorptionskolonne eine Vorrichtung verwendet wird, die Gasabsorptionsmembranen umfaßt, die zur Trennung von CO&sub2;-Gas aus dem Abgas geeignet sind.
3. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß eine rotierende Gas- Flüssigkeits-Extraktionseinrichtung als Rektifizierkolonne verwendet wird.
4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß Dampf aus der Wärmerückgewinnungsanlage verwendet wird, um die Rektifizierkolonne zu heizen und daß mittels einer Hochdruckdampfturbine der Dampf auch zur Stromerzeugung verwendet wird.
DE69503036T 1994-02-15 1995-02-14 Methode zur entfernung und zum vorbeugen von emissionen in die atmosphäre von kohlendioxid aus abgasen von wärmekraftmaschinen Expired - Fee Related DE69503036T2 (de)

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