Experimental and numerical investigations on post-combustion CO2 [CO tief 2] capture from coal-fired power plants

Abstract

Rauchgase, welche bei der thermischen Verwertung von Erdgas bzw.<br />Kohle in Gas-, Kohle- bzw. GuD Kraftwerken entstehen, beinhalten fossiles Kohlendioxid (CO2) im Bereich zwischen 6 und 14 Vol%.<br />Kohlendioxid in unserer Atmosphäre trägt wesentlich zum sogenannten Treibhausgaseffekt bei. Zu hohe Konzentrationen an CO2 führen jedoch unweigerlich zu einem Anstieg der durchschnittlichen Globaltemperatur.<br />Als ein möglicher Ansatz zur Reduktion der anthropogenen CO2-Emissionen wird bei der sogenannten Carbon capture and storage (CCS) Technologie, der Ansatz verfolgt, das CO2 aus dem Verwertungsprozess abzuscheiden und zu speichern. Am Kraftwerksstandort Dürnrohr wurde die Versuchsanlage CO2SEPPL zur CO2-Abscheidung aus Rauchgasen nach der Post-Combustion Capture Technologie errichtet. Die Versuchsanlage am Kraftwerksstandort ist des Weiteren mit einem CO2-Kompressor ausgestattet, um die gesamte CO2-Abscheidekette abbilden zu können. Im ersten Teil dieser Arbeit wurden an der CO2SEPPL Versuchsanlage unterschiedliche Amin- bzw.<br />Karbonatlösungen auf deren Eignung zur Abscheidung von CO2 aus Kraftwerksrauchgasen untersucht. Ein besonderes Augenmerk wurde auf den spezifischen Regenerationsenergiebedarf des jeweiligen Lösungsmittels gelegt, da diese Größe bei einer full-scale CO2-Abscheidung den Kraftwerkswirkungsgrad maßgeblich beeinflusst. Die eingesetzten Amin- bzw. Karbonatlösungen wurden im Vorhinein im Labor eingehend untersucht, um Erstarrungs- oder Ausfällungserscheinungen im Betrieb zu vermeiden.<br />Im zweiten Teil dieser Arbeit wurde ein stationäres sowie ein instationäres Prozesssimulationsmodell entwickelt, um eine numerische Nachbildung des CO2-Abscheideprozesses zu ermöglichen. Hierbei konnte teilweise auf bereits bestehende Modelle zurückgegriffen werden. Im Rahmen der durchgeführten Simulationen wurde eine gute Übereinstimmung zwischen den Messwerten und den Simulationsergebnissen erreicht.

Flue gases originate from natural gas or coal-fired power plants contain carbon dioxide (CO2) in the range between 6 and 14 vol%. Carbon dioxide present in the atmosphere has a major contribute on the greenhouse effect. However, too large amounts of CO2 in the atmosphere lead to an increase in global average temperature and contribute therefore to world's climate change. Carbon capture and storage (CCS), as one of several approaches to mitigate anthropogenic CO2 emissions, removes the carbon dioxide from large stationary emitters during the conversion process. At the coal-fired power plant station Dürnrohr the CO2SEPPL Post-combustion capture test rig was erected, in order to remove CO2 from a slipstream of the flue gas flow. The test facility is furthermore equipped with a CO2 compression unit in order to demonstrate the whole CCS chain. Within the first part of this work different amine and carbonate solutions were tested at the CO2SEPPL test rig, in order to investigate their ability for CO2 capture from flue gases. Major attention was paid on the specific energy demand for solvent regeneration, since this value has a strong impact on the power plant efficiency when dealing with full-scale CO2 capture. The amine and carbonate solutions were tested in advance in the laboratory, in order to avoid solidification or precipitation during operation of the test rig. A steady state and a transient process simulation model were developed within the second part of this work, in order to allow numerical simulations of the CO2 separation process. Process simulations carried out within this work showed a good accordance with data measured at the CO2SEPPL test rig.