LL 2014 07 17 Rev0 Handout -...

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Von „Mini“ zu „Mega“ – Verfahrens-entwicklung am Beispiel von CO2-Abtrennung aus Kraftwerksabgasen

Siemens AG

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2014_07_17_Lunch & Learn_Burgkirchen

Autoren

Stefan Hauke Siemens IndustryI IA AS PA ECIndustriepark Hö[email protected]

Albert Reichl Siemens EnergyP MO CCS PPMIndustriepark Hö[email protected]



Inhalt

Motivation für Entwicklung eines Carbon Capture Verfahrens

Verfahrensentwicklung im Labor

Verfahrensvalidierung in Pilotanlage

Verfahrensoptimierung: Lösungsmittelaufbereitung / Reclaiming

Engineering für Großprojekte

Lieferung von Komponenten

Zusammenfassung



Motivation für Carbon Capture, Utilization & Storage (CCUS)

Höhere Ölausbeute durch “Enhanced Oil Recovery” mit CO2 - bewährte

Technik, z.B. in USA. Der CO2-Bedarf steigt.

Entwicklung des globalen Strommarktes: Der Strombedarf steigt weiter, fossileEnergieträger werden stärker genutzt. CO2 Emissionen steigen ohne CCS

Strommix weltweit, in TWh

Source: Siemens

Prognose: bis zu 260 Gt CO2

Siemens Energy: Lieferant von Gas-/Dampfturbinen und Kraftwerken



Rauchgas: CO2 Anteil 3-15 vol-% bei atmosphärischem Druck

Syngas: CO2 Anteil 40 vol-% imBrenngas bei hohem Druck

Rauchgas: CO2 Anteil 70 vol-% bei atmosphärischem Druck

CO2 Capture Technologien und Abtrennmethoden

CO2 Capture Technologie

Post-Combustion Pre-Combustion Oxy-Combustion

Absorption Adsorption KryogeneDestillation

MembranenKondensation Chemical looping

Retrofit möglich

(Chemisorption)



Siemens PostCapTM Prozess in Grundzügen

40-45°C 90-105 °C

Dampf bei ca. 120°CRauchgas(vom Kraftwerk)

CO2-Absorption CO2-Desorption

CO2

Kompression

Aminosäuresalz-Lösung als Solvent Vorteile bei Ökonomie, Handhabbarkeit, Umweltverträglichkeit.

Solvent-aufarbeitung

CO2-armes Rauchgas CO2-Austritt

(Konzentration > 99%)



Größter Hebel für Kostenreduktion bei CO2-Abscheideanlage=> Optimierung des Verfahrens und der apparativen Umsetzung

Gesamtkosten von CCS, Kostentreiber sind Brennstoff- & Investmentkosten

Verdichtung SpeicherungTransport**** 180 km

70% - 85%

CO2-Abtrennung ausGas- und

KohlekraftwerkenVerdichtung, Transport und Speicherung

15% - 30%

+

Kosten imGesamtprozess

€/tCO2

Minimierung: €/tCO2

Best-case Szenario

Source: Siemens + ZEP

Picture: IEA 10-30 €/tCO225-60 €/tCO2

CO2-Abtrennung



IP HöchstFläche: 4,6 km²Beschäftigte: 22 000Firmen: > 90

Beschäftigte bei Siemens am Standort Höchst: ca. 165

Flughafen Frankfurt

PM's Process DesignMechanical Design Piping & LayoutEIA Civil & Bulding Tech.Special Consulting & Labs Others

Siemens im Industriepark Höchst Frankfurt

FEED /Basic Eng.

Detail Eng.

Konstruktion& Montage

Inbetrieb-nahme

Anlagen-unter-stützung

Lizen-zierung

Prozess-& Modell-entwicklung

Pilotierung &Optimierung

Prozessentwicklung + Lizenzierung Projekt Implementierung



Inhalt







Zusammenfassung



Anforderungen an ein Absorptionsmittel (Solvent)

40-45°C

90-105°C

Dampf, bei ca. 120°C

Absorption• Hohe Kapazität

• Physi-/Chemisorption• Umpump• Solventkosten

• Günstige Kinetik• Kolonnenhöhe

• Hohe Selektivität• Akkumulationen• Solventblockade• Verunreinigung im CO2

Desorption• Energiebedarf

• Temperaturniveau• Dampfmenge• Wärmetauscherdesign

• Stabilität• Toxizität• Umweltverträglichkeit

• Werkstoffverträglichkeit• Explosionsschutz• Operabilität (Ausfällungen, Schäumen,…)

• Emissionen (Dampfdruck)

Rauchgas(3-15 vol.% CO2)

CO2 Produkt(>99 vol.% CO2)

Abgereichertes Rauchgas(<1,5 vol.% CO2)



Solvent Screening

• Auswahl durch Vergleich von Löslichkeiten (Physisorption) und Dampfdrücken (gemessen und kommerzielle Datenbanken)

• Vergleich von gemessenen Reaktionskinetiken (Chemisorption) & Kalorik• Nutzung der Ergebnisse zur Modellbildung, Verfügbarkeit in Stoffdatenpaket



Aminosäuresalz

CH

NCH

R

R’O

O

K+ -

Aminosäure

CH

NCH

R

R’OH

O

NH

HH

Vorteile von Aminosäuresalzen

Salzcharakter• Sehr niedriger Dampfdruck, nicht flüchtig• Keine thermodynamisch bedingten Emissionen• Nicht entflammbar• Keine Inhalationsgefahr• Geruchlos

Umweltverträglichkeit• Biologisch abbaubar• Nicht-toxisch

Stabilität• Stabil gegen O2• Nicht explosiv

CH

2

NHOCH2

H

H

Aminosäuresalz als Basisstoff des Solvents

Aminosäuresalze sind ökonomisch, umweltverträglich und einfach zu handhaben.

Ammoniak MEA



Prozessentwicklung

• Die Erfahrung von zahlreichen Gasreinigungsprojekten im Hause Siemens sowie eine umfangreiche Patent- und Literaturrecherche lieferte ca. 50 verschiedene Prozessideen, von denen die 20 vielversprechendsten mit AspenPlus simuliert wurden.

• Das optimale Anlagendesign (CAPEX) und die günstigsten Betriebsbedingungen (OPEX) wurden über Shortcut-Methoden ermittelt (Zielgröße: Kosten pro Tonne abgeschiedenes CO2).

Messungthermophysikalischer

Stoffdaten

Solvent-optimierung

Modell-adaption

BetriebLabor-/

Pilotanlage

Prozess-entwicklung

OptimalerAbscheidegrad:

90 %



Prozess-Simulation (AspenPlus)

• AspenPlus ist ein kommerzieller Prozess-Simulator für die Modellierung, Optimierung und Simulation chemischer Verfahren und Anlagen.

• AspenPlus verfügt über eine umfangreiche Datenbank mit Komponenten, Stoffdaten und thermodynamischen Modellen verschiedener Unit Operations (Kolonnen, Wärmetauscher etc.).



Thermodynamisches Modell auf Basis bei Siemens gemessener Stoffdaten

• Das thermodynamisches Modell beinhaltet u.a. die ablaufenden chemischen Reaktionen und die Stoffdaten der beteiligten Komponenten.

• Die benötigten Gleichgewichtskonstanten wurden aus der Literatur entnommen und/oder im Labor selbst vermessen und anschließend in AspenPlus implementiert.

• Die physikalischen Eigenschaften (Stoffdaten) wie Dichten, Viskositäten, Dampfdrücke, Löslichkeiten, Oberflächenspannungen, Absorptionsenthalpienetc. wurden experimentell ermittelt und ebenfalls in AspenPlus implementiert.

Preferred reaction mode

OHH

Amino acid salt

+

Low

temperature

Carbamate salt

+

Heat

pH

+O=C=OO=C=OO=C=OO=C=O

OHH

OHH

OHH

OHH

OHH

OHH

Carbonate salt

Desorber

Absorber

COOKR NH

CH

R‘

COOK

Amino acid salt

Bicarbonate salt2 +

C C

O

O R'

H

N +H

R

HK +

C

O

OOH C C

O

O R'

H

N +H

R

HK +

C

O

OOH

C C

O

O R'

H

N+

H

R

HK

+

C

O

OO 2

C CO

O R'

H

NC

R

O

OK+

C CO

O R'

H

N +

H

R

HK +

C CO

O R'

H

NC

R

O

OK+

C CO

O R'

H

N +

H

R

HK +

C CO

O R'

H

NH

R

K+

C CO

O R'

H

NH

R

K+



Hydrodynamisches Modell

• Die hydrodynamischen Korrelationen zur Berechnung des Stoffübergangs in AspenPlusbasieren auf der experimentellen Untersuchung von Referenzsystemen.

• Das Prozessmodell in AspenPlus wurde daher fortlaufend mit realen Messdaten aus einer Labor- und Pilotanlage unterfüttert.

Laboranlage Pilotanlage

Rauchgasmenge Nm³/hkg/h

34

230300

Absorber Durchmesser mm 50 213

Packungshöhe m 3

Typ Packung strukturiert strukturiert

Desorber Durchmesser mm 50 169

Packungshöhe m 3

Typ Packung strukturiert strukturiert

Solvent Holdup m³ 0.01 0.4

Scale-Up Faktor 1 18



Laboranlage

Absorptionskolonnebis 10 bar(ü)

Ø 50 mmGlasverdampfer,

Optimal zumBeobachten, z.B.

Siedeverzüge, Ablagerungen

Desorptions-kolonne

Ø 50 mm

Die von Siemens geplante, gebaute und betriebene Laboranlage

arbeitet im 24h-Betrieb

Vollautomatisiert mitPCS7

Online CO2 Analytik (IR)

SynthetischesRauchgasgemisch



Ergebnisse Laboranlage

Sehr gute Eignung• Proof of Principle• Schnelle Variation von

Prozessparametern• Trennleistungsbestimmung• Modellbildung/-validierung• Thermische & O2-Stabilität• Aktivatoren, Additive• Aufklärung von Rkt.-Mechanismen

• SOx und NOx

Weiterführende Untersuchungen• Energiebilanz• Kein echtes Rauchgas (Effekte von

Nebenkomponenten)• Werkstofftests• Emissionen• Demistertests• Betriebserfahrung

Bedarf Pilot-Anlage

Bedarf Solventaufarbeitung (Reclaiming)



Inhalt







Zusammenfassung



Pilotanlage an E.ON-Kohlekraftwerk „Staudinger“

Apparatedimensionierung, 3D-Rohrplanung, Mess- und Regeltechnik, Automatisierung, Kraftwerkkopplung, HazOp, Genehmigungsprozess, Baustellenüberwachung

Rauchgas (140-230 Nm3/h)

gereinigtesRauchgas

abgetrenntes CO2bis 40 kg/h (1000 kg/d)

Heizdampf

DesorberDN 150

Absorber DN 200

Scale-Up Faktor 18

Möglichkeit zu isokinetischenEmssionsmessungen

Slots für Werkstoffprobentests

>150 Messstellen

Online-Analytik für CO2, NOx, SO2, O2

Vollautomatisiert und fernsteuerbar mit PCS7

Eignung für Rauchgase aus Kohle- und Gaskraftwerken

Flue Gas Cooler



Pilotanlage



Pilotanlage

2013



Erkenntnisse aus Pilotversuchen

• Verfahrens- & Solventvalidierung mit Kraftwerks-Rauchgas

• Validierung halbtechnischer Maßstab• Skalierbarkeit der Laborversuche gezeigt• Modellvalidierung einschließlich Energiebilanz• Sammeln von Betriebserfahrung > 9000 h• An-, Abfahrprozeduren (Kraftwerksbetrieb), Regelkonzepte• Troubleshooting• Belastbare Informationen zu:

• Akkumulationen von Nebenkomponenten im Solvent• Schäumverhalten bzw. wirksame Gegenmaßnahmen• Stabilität: Degradation Solventverbrauch• Emissionen, Ausbreitungsrechnungen• Einsetzbare Werkstoffe

• Informationen für den Bau einer Großanlage; Bsp. Kaminboden



Inhalt







Zusammenfassung



Schwefel-Rückge-winnung

DeaktiviertesSolvent

ASS Rückge-winnung

Rückstand

ReaktiviertesSolvent

Siemens PostCapTM Reclaimer

Siemens POSTCAPTM ReclaimerPatentierte Eigenentwicklung

SchwefelProdukt

Leistungsminderungaufgrund

Degradation & Deaktivierungthermisch, O2, NOx, SOx, etc.Gefahr von Ausfällungen bei

Akkumulation von NK’s

Prozess-rückführung

Solvent Teilstrom

Leistungsminderung• Degradation & Deaktivierung

• thermisch, O2, NOx, SOx

Gefahr von Ausfällungenbei Akkumulation von NK’s

Anforderungen

• Geringer ASS-Verlust

• Verzicht auf FGD Nachrüstung

• Wenig Rückstand

• Schwefelprodukt in Verkaufsqualität

Solvent-aufar-

beitung

ASS = Aminosäuresalz, NK = Nebenkomponenten, FGD = Flue Gas Desulphurization




NOx ReclaimerNebenkomponentenaufklärung

VerfahrensstudieProof-of Principle

• Abtrennung von Degradationsprodukten • Entwicklung einer Analytik für

Degradationsprodukte• Kristallisation von Lösungsmittel• Elektrodialyse / Umkehrosmose

SOx ReclaimerVerfahrensstudieProof-of Principle

• Kristallisation Sulfit / Oxidation zu Sulfat• Thermische Abtrennung (Sprühtrocknung)• Elektrodialyse / Umkehrosmose• Adsorption• Extraktion

Kombinierte PilotanlageIntensiver Betrieb mit „gebrauchtem“ Solvent

aus CC-Pilotanlageunabhängiger Betrieb beider Anlagenteile möglich

Austausch



Reclaimer Pilotanlage




2013




2-stufiger Reclaiming-Prozess • Kompletter Umsatz des durch SOx deaktivierten Solvents

• Selektive Abtrennung von NOx-bedingten Nebenkomponenten

• Unabhängiger Betrieb jeder Reclaimerstufe

• Skid-mounted



Basic Engineering(FEED-Studien)

Zeitstrahl Verfahrensentwicklung

2009 2010 2011 2012 2013 20142008

SolventauswahlDatengrundlageModellbildung

Reclaimerkontinuierlicher Betrieb

Auslegung

ReclaimingVerfahrensstudieProof-of-Principle

ModellgestützeProzessoptimierung

PilotanlageRauchgas aus

Kohle-KW

OptimierungRauchgas aus

Kohle-KW

Dynamische Simulation (Anfahr-, Abfahrvorgänge,

div. Lastfälle)

PilotanlageErdgasbetrieb

Laboranlage

24 / 7 - Betrieb



Inhalt







Zusammenfassung



CCS-Engineering-Projekte (Auswahl)

ProjektSiemens PostCapTM

Pilotanlage

Studie für Gas-Dampf-Kraftwerk

Machbarkeits-studie I

Machbarkeits-studie II

Machbarkeits-studie III

Machbarkeits-studie IV

Machbarkeits-studie V

FEED-Studie Carbon Capture Masdar

Konzept-Studie Carbon Capture Mongstad

Standort Großkrotzen-burg

Norwegen Europa Europa USA China GB VAE Norwegen

ProzessKraftwerk Staudinger(Kohle)

Gas-Dampf-Kraftwerk (CCPP)

Kohle-kraftwerk

Kohle-kraftwerk

Kohle-kraftwerk

Kohle-kraftwerk

Biomasse-kraftwerk

Gas-Dampf-Kraftwerk (CCPP)

Heizkraft-werk (CHP)

AnlagengrößeCO2-Produktion

1 t/d 1,2 Mio. t/a 700.000 t/a 1,4 Mio. t/a 1,0 Mio. t/a 1,0 Mio. t/a 4.000 t/a 1,8 Mio. t/a 1,2 Mio. t/a



Carbon Capture Mongstad (CCM)

Projekt “Full-Scale Carbon Capture Mongstad (CCM)”

Standort Mongstad-Raffinerie, Norwegen

Kunde Statoil Petroleum AS

Prozess Heizkraftwerk (CHP)

Anlagengröße 1,2 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr

Technologie-Qualifizierungs-Programm (TQP) in drei Phasen:

1. Machbarkeitsstudie

2. Praxistest des Prozesses im Labor- und Pilotmaßstab; Fokus: Emissionen

3. Konzeptstudie inkl. Kostenermittlung, Design einergroßtechnischen CO2-Capture-Anlage ”(Extended) Basic Engineering”

Status TQP abgeschlossen – Projekt wird nicht fortgeführt(Entscheidung der norwegischen Regierung)

CO2 Capture Site

CHP 1 and 2



• 2 Absorber• 1 Desorber• 2 Reboiler• 2 Flue Gas Cooler• 10 Platten-Wärmetauscher der größten Bauart (Wärmeintegration im Solvent-Loop)• Rauchgasleitung• CO2 -Kompressor

• Gesamtinvestition: mehrere Hundert Mio. €

Planungsumfang:• Capture Plant, Utilities (z.B. Wasser-Dampf, Kühlwasser), Abwasserbehandlung• Prozess, Anlagentechnik, Piping, EI&A, Civil, HSE (HAZOP)

Ausmaße der Großanlage stellen nicht nur verfahrenstechnische, sondern auch konstruktive und logistische Herausforderungen an das Planungsteam!

Eckdaten CCM



Energetische Optimierung des Verfahrens

• Spezifische Projektrandbedingungen (Dampfpreis, Strompreis, Schnittstellen): energetische Optimierung

• Beispiel CCM: Evaluierung von Energieeinsparpotentialen: Erzeugung von LP- und LLP-Dampf aus heißem Rauchgas Aufwertung des LLP-Dampfes zu LP-Dampf über Dampfstrahler Stromerzeugung durch Dampfturbine Kondensatvorwärmung mit heißem Rauchgas Reduzierung der log ∆Tm im Solvent-Solvent-Wärmeübertrager Neubewertung „Driver Concepts“: elektr. Antriebe > 5 MW

• Energiesparpotentiale auch bei (sehr) kleinen Anlagen vorhandenPINCH-Technologie zum Erkennen dieser Potentiale – Einsparung erheblicher Mengen an externer Energie!Dies gilt sowohl für Neu- als auch für Bestandsanlagen.



Apparate-Design bei Siemens

• umfangreiche Stoffdatenbank mit mehreren Tausend Komponenten

• jahrzehntelange Erfahrung im Bereich der Apparateauslegung in allen benötigten Maßstäben (von „Mini“ zu „Mega“).

• Vielzahl von Rechenprogrammen:

Aspen Suite (z. B. Prozess-Simulation, Wärmetauscherdesign)

Inhouse-Tools (Design von Wärmetauschern, Kolonnen, Abscheidern, …)

Herstellerprogramme (z. B. Kolonnendesign)

• jahrzehntelange Zusammenarbeit mit renommierten Lieferanten (z. B. für Kolonneneinbauten: Koch-Glitsch, Montz, Raschig, Sulzer) – aber Unabhängigkeit von Herstellern

• Siemens ist Mitglied bei FRI



Auslegungsprogramme

Kommerzielle Datenbanken

(DDB, Detherm, etc.)

Literatur, Patente,

...

SiemensDatenbank

Stoffdaten, ApparatedatenWerknormen

Programme zur ApparateauslegungAspen Engineering Suite

EigenentwicklungenHerstellerprogramme

Datenblatt

Eigene Stoffdatenbank

Messungen

Teil 1

Teil 2

Engineering-Tool



Beispiel für Apparatedesign: Reboiler

Rohre zu lang(Dichteunterschied zu groß)Desorber muss höher gesetzt werden

• Horizontaler Naturumlaufverdampfer• Vertikales Design nicht möglich wegen großer Verdampferfläche

Des. Des.

Querschnittsfläche zu groß(gegenseitige Beeinflussung)

120°Anordnung

Des.

Schlankes Design, lange Rohre: Kurze Rohre:

Horizontales Design:



Herausforderungen beim Kolonnendesign > Ø15 m

• Gasverteilung: Nachweis mit CFD • Flüssigkeitsverteilung:

• Größenlimitierung der Teststände => Segmentierung• Horizontale Ausrichtung => Einbau von T-Trägern

(Steifigkeit, Durchbiegung)

• Windlasten, Erdbebensicherheit, Explosionsdruckwellen => Hohe Wandstärken

• Kolonne: Logistik für Transport und Errichtung • Einbauten: Logistik für Lieferung und Einbringen

(Fahrstuhl)

• Messtechnik

Verfahrenstechnisch ist ein Scale-up unproblematisch, aber:




Verfahrenstechnisch ist ein Scale-up unproblematisch, aber:




Beispielfotos für Anheben / Absetzen mit Raupenkran und Tower Lift System (Quelle: )

Erstellung von Transport- und Logistikkonzepten durch Siemens



Transport und Aufbau (Absorber)

Transport mit SPMT (self propelled modular trailer)Aufstellung mit TLS (Tower Lift System) und Raupenkran



Transport und Aufbau (Desorber)

Transport mit SPMT, Aufstellung mit zwei Raupenkränenbeachte: Installationssequenzen, Verminderung der Kranzeiten



RAM-Studie (Reliability, Availability, Maintainability = Betriebssicherheit, Verfügbarkeit, Instandhaltbarkeit)

Bedingung: 96 % Verfügbarkeit der Capture Plant

Ansatz: - Aufteilen der Anlage in sog. Subsysteme (Basis: P&ID’s)- Aufteilen der Subsysteme in Komponenten (z. B. Pumpen,

Ventile, Messgeräte)- Ausfallwahrscheinlichkeiten aus Datenbanken,

Reparaturzeiten etc.

- Fehlerbaumanalyse Betriebssicherheitsmodell

z. B. Subsystem “Flue gas cooler”



RAM-Studie (Reliability, Availability, Maintainability = Betriebssicherheit, Verfügbarkeit, Instandhaltbarkeit)

Sensitivitätsanalyse (Aufdecken von Verbesserungspotentialen zur Erhöhung der Betriebssicherheit / Verfügbarkeit) Identifizierung des Einflusses einzelner Komponenten auf die Verfügbarkeit

Flue gas blower

Sensitivität: hoch

(aber auch sehr hoheVerfügbarkeit

CO2-Kompressor

Sensitivität: hoch

(aber auch sehr hoheVerfügbarkeit)

CO2-Trocknung

Sensitivität: niedrig

Reboiler


LSF-Kompressor


Transformator


Ergebnis: > 96 % Verfügbarkeit für Capture Plant Gesamtanlage



Inhalt







Zusammenfassung



Siemens als Komponentenlieferant: Beispiele

Gasturbinen Dampfturbinen Brennstoffvergaser Generatoren Windkraft

Elektromotoren Verdichter HGÜ* Schaltanlagen

Mess-, Regelungs- und Automatisierungstechnik Analytik Datenmanagement***HGÜ = Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung**PLM = Product Lifecycle Management



Referenzprojekt Ningxia: CO2 - gear-type compressor STC-GV (50-6)

CO2-Kompressor-DetailsVolumenstrom: 83 200 m³/hAnsaugdruck: 1,2 barAustrittsdruck: 58,1 barAnsaugtemperatur: 40,0°CKompressor-Typ: STC-GV (50-6)

Radial (6-stufig)Antrieb: ST (17 MW)Bestelljahr: 2007


Radial (6-stufig)Antrieb: ST (17 MW)Bestelljahr: 2007



Package lift into the barge

Barge installation in Cadiz

LNG terminal status Oct. 2006 close to Hammerfest / North Norway

http://www.statoil.com/STATOILCOM/snohvit/svg02699.nsf

Referenzprojekt Snohvit/Hammerfest LNG: 24XT - gear-type compressor STC-GV (40-6)


Radial (6-stufig)Antrieb: elektrisch (12 MW)Bestelljahr: 2002


Radial (6-stufig)Antrieb: elektrisch (12 MW)Bestelljahr: 2002

Partial compressor view/shop testing



Inhalt







Zusammenfassung



Fazit

• Siemens verfügt über umfangreiches Know-How in allen Projektphasen von der Prozessentwicklung bis zur Großanlage.

• Siemens ist Ihr kompetenter Partner in den Bereichen• Verfahrensentwicklung• Laboruntersuchungen• Prozess-Simulation• Prozess-Optimierung• Troubleshooting• PINCH-Analyse• Sicherheitstechnik • Engineering-Leistungen aller Art• Komponentenlieferung• RAM-Studie• Planung, Bau, Betrieb von (Pilot-)Anlagen• Planung von Großanlagen• Kostenschätzung• ...

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