Kohlevergasung: Umwandlung von Kohle in reines Synthesegas

Kohlevergasung ist eine Umwandlungstechnologie, die kohlenstoffhaltige Materialien (Kohle) in Synthesegas (Syngas) überführt. Hochtemperaturprozess (typisch 1.225 °C), optimiert für Brenngas mit minimalen Flüssig-/Feststoffanteilen. Prozess: Erhitzen der Kohle in einem Reaktor mit/ohne Sauerstoffzugabe. Kohlenstoff reagiert mit Wasserdampf und O₂ bei hohem Druck (typisch >30 kg/cm²) zu Rohsyngas (hauptsächlich CO + H₂, geringe Nebenprodukte). Nebenprodukte werden entfernt → reines Syngas für: (i) Brennstoff zur Strom-/Dampferzeugung, (ii) Grundchemikalie für Petrochemie/Raffinerie, (iii) H₂-Produktion. Vergasung wertet niederwertige Rohstoffe zu marktfähigen Produkten auf. Abb. 1: Grundlagen Vergasungsprozess.

Geschichte und aktuelle Entwicklung

Stadtgas (Town Gas): gasförmiges Kohleprodukt, ~50 % H₂, Rest CH₄, CO₂, 3–6 % CO. Nutzung seit frühen 1800ern.

Ursprünglicher Kohlevergasungsprozess: Deutsche Forscher Franz Fischer und Hans Tropsch, Kaiser-Wilhelm-Institut, 1920er. Im 2. WK umfangreich für Kohle→Kraftstoffe via Fischer-Tropsch. Sasol: Werk Sasolburg für minderwertige Kohle → Erdölprodukte, erstes Flüssigprodukt 1955. Letzte 50–60 Jahre: Kohlevergasung für H₂ zur Ammoniak/Harnstoff-Düngerproduktion. Chemieindustrie 1960er, Raffinerieindustrie 1980er für Rohstoffvorbereitung. Letzte 10–15 Jahre: Energiewirtschaft in IGCC-Kraftwerken (Integrated Gasification Combined Cycle).

Fischer-Tropsch-Prozess

Katalysierte chemische Reaktion: CO + H₂ → flüssige Kohlenwasserstoffe. Typische Katalysatoren: Cobalt, Eisen. Hauptzweck: Synthetischer Kraftstoff. Nutzen: Flüssige Kohlenwasserstoffe/H₂ aus festem Rohstoff.

Ursprüngliche Gleichung: (2n+1)H₂ + nCO = CₙH₂ₙ₊₂ + nH₂O. Ausgansstoffe (CO + H₂) durch andere Reaktionen erzeugbar: Partielle CH₄-Verbrennung bei GTL (Gas-to-Liquid): CH₄ + ½O₂ = 2H₂ + CO. Kohlevergasung bei CTL (Coal-to-Liquid): C + H₂O = H₂ + CO. Reaktionsenergie durch Luft/O₂-Zugabe: C + ½O₂ = CO. Abb. 2: Syngas-Erzeugung/Synthese via Fischer-Tropsch.

Vergleich Kohlevergasung vs. Kohleverbrennung

Vergasung und Verbrennung = zwei Enden eines Reaktionsspektrums. Verbrennung = vollständige Oxidation, Vergasung = partielle Oxidation. Verbrennung in oxidierender (O₂-Überschuss), Vergasung in reduzierender (O₂-arm) Umgebung. Vergasung effizienter, geringere Emissionen. Bei Vergasung: Wasser als Reaktant für höheren H₂-Gehalt. Tabelle 1: Wichtigste Reaktionen und Enthalpieänderungen.

Betrachtung erste zwei Reaktionen: Kohle (C) + ½O₂ → CO; + O₂ → CO₂. Real: 2. Reaktion nicht eintphasig: C + ½O₂ → CO, dann CO + ½O₂ → CO₂. Alle Reaktionen exotherm außer zwei endothermen: Vergasung mit Dampf (C + H₂O = CO + H₂) und Vergasung mit CO₂ (C + CO₂ = 2CO). Diese endothermen Reaktionen = eigentliche Vergasung (festes C → reaktives Gas durch "nicht-reaktives" Gas H₂O/CO₂), erfordern hohe Temperaturen.

Allgemeine partielle Oxidation: 2CHₙ + O₂ = 2CO + nH₂. O₂-Verbrauch abhängig von Aschegehalt und Heizwert der Kohle. Unzureichende O₂-Zufuhr → partielle Oxidation. Produkte: H₂, CO, CH₄, CO₂. Endprodukt: Syngas. Zusammensetzung ändert sich mit Druck.

Tabelle 1: Vergasungs- und Verbrennungsreaktionen
Nr.	Reaktionsprozess	Gleichung	Enthalpieänderung
1	Vergasung mit O₂	C + ½O₂ = CO	-2.180,3 kcal/kg C
2	Verbrennung mit O₂	C + O₂ = CO₂	-7.844,7 kcal/kg C
3	Vergasung mit CO₂	C + CO₂ = 2CO	+3.484 kcal/kg C
4	Vergasung mit Dampf	C + H₂O = CO + H₂	+2.640,7 kcal/kg C
5	Vergasung mit H₂	C + 2H₂ = CH₄	-1.485,4 kcal/kg C
6	Water-Gas-Shift-Reaktion	CO + H₂O = CO₂ + H₂	-361,4 kcal/kg CO
7	Methanisierung	CO + 3H₂ = CH₄ + H₂O	-1.768,4 kcal/kg CO

Kohlevergasung mit begrenztem O₂ (~1/5 bis 1/3 theoretisch für vollständige Verbrennung). Nur Bruchteil C für Wärmeerzeugung verbrannt. Hauptprodukte: H₂, CO. CH₄, CO₂ weitere Hauptprodukte, Gehalt steigt mit Druck, H₂+CO sinkt. In Kohlevergasern zwei physikalisch-chemische Prozesse: (i) Pyrolyse/Entflüchtigung, (ii) Vergasung.

Pyrolyse

Kohle in Vergaser → Trocknung durch heiße Gase. Komplexe physikalisch-chemische Prozesse beginnen langsam <350 °C, beschleunigen >700 °C. Pyrolyseproduktzusammensetzung abhängig von Temperatur, Druck, Gaszusammensetzung. Darstellung: Kohle → Wärme → Koks → Gase → Dämpfe/Flüssigkeiten.

Drei Pyrolyseprodukte: (i) Leichte Gase (CO, H₂, CO₂, CH₄, H₂O), (ii) Teer (korrosiv, viskos, schwere anorganische/organische Moleküle), (iii) Koks (fester Rückstand, hauptsächlich C).

Vergasung

Endotherme Reaktionsreihe, unterstützt durch Verbrennungswärme im Vergaser. Reaktionen: (i) C + O₂ = CO₂ (ΔH = -94,05 kcal/mol), (ii) H₂ + ½O₂ = H₂O (ΔH = -68,3 kcal/mol). Hauptvergasungsreaktionen: (i) Water-Gas-Shift, (ii) Boudouard, (iii) Shift-Konversion, (iv) Methanisierung.

• Water-Gas-Shift: Partielle C-Oxidation durch Dampf: C + H₂O = H₂ + CO (ΔH = 28/3 kcal/mol)
• Boudouard: Koks im Vergaser reagiert mit CO₂ → CO. Umkehrbar: CO₂ + C = 2CO (ΔH = 38 kcal/mol)
• Shift-Konversion: Endotherm, Water-Gas-Shift. Erhöht H₂/CO-Verhältnis im Gas. Für Syngasproduktion genutzt: CO + H₂O = CO₂ + H₂ (ΔH = -10,1 kcal/mol)
• Methanisierung: Ni-Katalysator. Bei 1.100 °C, 6–8 kg/cm² beschleunigt CH₄-Bildung (bevorzugt bei IGCC wegen hohem Heizwert): C + 2H₂ = CH₄ (ΔH = 17,8 kcal/mol)

Komplette Vergasungsreaktionen in Vergasern bei bestimmter Temperatur für endotherme C-Dampf- und C-CO₂-Reaktionen. Erforderliche Temperatur durch Exothermie O₂-Kohle-Reaktion gehalten.

Vergasertypen

Nach Vergasungsmedium: (i) Luftgeblasen (Air-blown), (ii) O₂-geblasen (O₂-blown). Luft: N₂ gelangt in Prozess → Produktgasverdünnung → niedrigerer Heizwert. O₂: reines O₂ als Medium.

Nach Gas-Brennstoff-Kontakt: vier Typen (Abb. 3): (i) Festbett/Festbett-Gegenstrom (Moving/Fixed Bed), (ii) Wirbelschicht (Fluidized Bed), (iii) Entrained Bed (Mitströmung), (iv) Transportfluss (Transport Flow). Alle basieren auf partieller Oxidation kohlenstoffhaltiger Rohstoffe (Kohle). Für DRI-Erzeugung: Festbett und Wirbelschicht bevorzugt bei hochaschehaltiger Kohle.

Festbettvergaser (Moving/Fixed Bed)

Älteste, weitverbreitete Technologie. Auch "Fixed Bed" genannt. Vergasungsmedium strömt langsam durch festes Partikelbett. Zwei Konfigurationen: Gegenstrom (Up-draft) und Gleichstrom (Down-draft) je nach Mediumströmungsrichtung. Gegenstrom häufiger (geringerer Teergehalt). Bevorzugte Kohlegröße: 5–80 mm. Verbrennungszone: 1.500–1.800 °C. Vergasungszone (Schlacke/Trockenasche): ~1.300 °C. Temperaturprofil über Bett: Aufladung → Vorwärmen → Trocknen → Pyrolyse → Vergasung → Verbrennung. Lurgi-Vergaser: älteste Festbetttechnologie.

Wirbelschichtvergaser (Fluidized Bed)

Festpartikelbett verhält sich fluide. Partikelgröße <5 mm, in O₂-reichem Gas suspendiert. Aufsteigendes Gas reagiert mit Rohstoff, hält fluides Zustand. Gleichmäßige Temperaturverteilung. Verklinkerung/Entfluidisierung vermieden: Betriebstemperatur 800–1.050 °C (weit unter Ascheschmelztemperatur). Ascheaustrag: trocken oder agglomeriert. Trockenasche-Wirbelschicht traditionell für niedrigrangige Kohlen. Agglomeriertasche-Wirbelschicht für alle Kohleränge.

Mitströmungsvergaser (Entrained Flow)

Gepulverte Kohle <0,1 mm in Dampf/O₂-Strom bei hoher Geschwindigkeit suspendiert. Je nach Kohleeinbringung: trocken (N₂ als Transportgas) oder nass (Wasserschlamm) → fast jede Kohleart. Hohe C-Umsetzung durch hohe Temperaturen 1.400–1.600 °C (weit über Ascheschlacketemperatur). Hohe Kapazität: Gasverweilzeit in Sekunden.

Transportvergaser (Transport Gasifier)

Trockenbeschickt, nicht-schlackend. Basiert auf hydrodynamischem Strömungsfeld. Exzellenter Gas-Feststoff-Kontakt, sehr geringer Stoffübergangswiderstand. Hochturbulente Atmosphäre → hoher Kohledurchsatz, hohe Wärmefreisetzung bei niedriger Temperatur (vermeidet Schlackenhandhabung/Auskleidungserosion).

Neben erwünschtem CO/H₂ enthält Syngas aus Vergaser weitere Verbindungen: erwünscht CO, H₂, CH₄; unerwünscht CO₂, H₂O, Asche, mitgerissener Ruß, Teer, Partikel, H₂S, Spuren Ammoniak, Salzsäure, Blausäure. Syngasreinigung wesentlicher Aspekt. Unerwünschte Komponenten müssen entfernt werden. Mehrere Techniken im Einsatz.

Produktgase (CO, H₂, CH₄) haben Brennwert. Bei Festbettvergasung: Syngas enthält auch aromatische Organika. Typisch: 1 kg Steinkohle → 1,5–1,7 Nm³ Syngas.

Rohstoffflexibilität: Mehrere Vergaseranlagendesigns für verschiedene Kohlequalitäten. Vergasung → sehr niedrige gasförmige Emissionen konventioneller (non-GHG) Schadstoffe (Prozessart). Potenziell niedrige Grenzkosten für CO₂-Abscheidung für geologische Speicherung oder Enhanced Oil Recovery.

Zusätzlich: Erheblicher Wasserbedarf, große CO₂-Emitter. Pro 1 t Syngas: typisch ~2,8 t Kohle, ~6,6 t Wasser, ~2,5 t CO₂. CO₂ als Nebenprodukt → Verkauf oder Verdichtung für Untertagespeicherung.

Wichtige Vergaserkonzepte

GE Energy Vergaser

GE erwarb 2004 Vergasungstechnologie von Chevron. Einstufig, abwärtsbeschickt, Mitströmung, feuerfestausgekleidet. Kohle/Wasser-Schlamm + O₂ durch einzelnen Brenner oben (Abb. 4). Exotherme Reaktion bei 1.200–1.480 °C → Syngas (meist H₂, CO, Schlacke).

Schlacke fließt abwärts, wird gequencht, über Lock-Hopper am Boden entfernt. Wasser aus Lock-Hopper von Schlacke getrennt, nach Waschen für Schlammherstellung recycelt. Rohsyngas aus Vergaser: Kühlung durch Strahlungs-/Konvektionswärmetauscher und/oder direktes Quench (Wasserinjektion in heißes Rohsyngas). Wahl: Kosten/Anwendung.

Strahlungskühlung: rußtoleranter Syngaskühler → Hochdruckdampf. Schlacke in Wasserbecken am Reaktorboden gequencht, über Lock-Hopper entfernt. Syngas nach Vergaser durch Wasserwäscher (Feinpartikelentfernung) → nachgelagerte Verarbeitung. Direktes Quench: Austrittsgas-Wasserquenching (Heißgas direkt mit Wasser über Quenchring), dann Eintauchen in Wasser im unteren Reaktorteil. Gekühltes, gesättigtes Syngas → Wäscher (Ruß/Partikelentfernung). Quench-Design weniger effizient, aber kostengünstiger, üblich bei Bedarf höherem H₂/CO-Verhältnis.

Conoco Phillips E-Gas Vergaser

Ursprünglich DOW Chemicals, demonstriert bei Louisiana Gasification Technology Inc. (LGTI) 1987–1995. Mitströmungsvergaser (Abb. 5). Zweistufig: 80 % Zulauf 1. Stufe (unten). Kohle/Wasser-Schlamm, O₂-geblasen, feuerfest, kontinuierliche Schlackenentfernung, trockene Partikelabscheidung. E-Gas-Prozess für breite Kohlespektren geeignet.

Shell Vergaser

Trockenbeschickt, druckbeaufschlagt, Mitströmung, schlackend. Kohlevariante 1970er entwickelt. Kohle pulverisiert, durch zwei horizontal gegenüberliegende Brennersets mit Transportgas (Syngas oder N₂) zugeführt. Vorgeheiztes O₂ + Dampf (Moderator) gemischt, in Injektor → Reaktion mit Kohle → Syngas (hauptsächlich H₂, CO, wenig CO₂, keine Kohlenwasserstoffflüssigkeiten/-gase). Heiße Produktgase strömen aufwärts durch vertikale Membranzylinderwand (Abb. 6).

Geschmolzene Asche mit aufwärtsströmendem Syngas lagert sich an Wasserränden ab, fließt abwärts. Entfernung über Vergaserboden, Quenching im Wasserbad. Rohsyngas verlässt Vergaser 1.370–1.480 °C → Behandlung mit niedriger temperiertem Rezirkulationsgas → Umwandlung mitgerissener flüssiger Flugasche in festes Material. Dann Syngaskühler → Wärmerückgewinnung, HP-Überhitztdampf. Grobflugasche aus Rohsyngas nach Kühler: kommerzielle Filter/Zyklone. Restflugasche: nachgeschalteter Nasswäscher.

Siemens Vergaser

Trockenbeschickt, druckbeaufschlagt, Mitströmung, oben befeuerter Brenner (Kohle + O₂ + Dampf) (Abb. 7). Auslegbar mit Feuerfestauskleidung (niedrige Asche) oder gasdichter Membranwand (Vergasungssektion).

Geschmolzene Schlacke fließt Reaktorkammer hinab in Quenchsektion → Erstarren bei Kontakt mit Wasser aus Quenchring-Düsen → Entfernung über Lock-Hopper. C-Umsetzung >99 %. Technologie für alle Kohlen von Anthrazit bis Lignit geeignet.

KBR TRIG Kohlevergaser

Transport Integrated Gasification (TRIG): Southern Company + KBR Inc. Für reaktive niedrigrangige Kohlen (bis 50 % Asche, hoher Feuchtegehalt), Dampf + Luft oder O₂. Luftbetrieb für Stromerzeugung bevorzugt, O₂ für Syngasproduktion. Vereinfachtes TRIG-Layout Abb. 8.

System: Umlaufvergaser (Mischzone, Aufstiegsrohr, Abscheider, Zyklon, Standrohr, Loopsiegel, J-Bein). Hohe Feststoffumlaufraten, Gasgeschwindigkeiten → höherer Durchsatz, C-Umsetzung, Effizienz. Rohsyngas im Aufstiegsrohr gebildet, mit unverbrauchten Feststoffen durch Zyklonreihe → Feststoffabscheidung. Asche wird durch Aufstiegsrohr rezykliert → unverbrauchtes C genutzt, Wärme für Vergaser. Ascheansammlung im Downcomer → Austrag. Vergaser bei moderaten Temperaturen < Ascheschmelzpunkt → höhere Anlagenverfügbarkeit/Zuverlässigkeit. Durch nachgeschalteten Partikelfilter: kein Nasswäscher nötig → deutlich reduzierter Wasserverbrauch/Abwasser.

Lurgi Trockenboden-Druckvergaser

Sasol-Lurgi: Reaktion Dampf + O₂ mit stückiger, niedrig/mittelverkokender Kohle auf drehendem Rost bei 20–30 kg/cm². Abb. 9: Vergaser.

Bodenverbrennungszone: Koks mit O₂ verbrannt → Energie für Vergasungsreaktionen. Kohle bewegt sich abwärts, wird durch aufwärtsströmendes Syngas erhitzt. Wärme → Trocknung → Entflüchtigung. Teils entweichen entflüchtigte Produkte vor Reaktion mit Rohsyngas. Entflüchtigte Kohle bewegt sich abwärts → Vergasung mit Verbrennungsprodukten aus unterer Zone. Trockenasche-Betrieb: Überschussdampf mit O₂ → Temperatur < Ascheschmelztemperatur. Motorgetriebener Drehrostantrieb entfernt Asche "trocken" und stützt Kohlebett.

Gegenstrom Gasifizierungsmittel/Brennstoff → hohe thermische Effizienz, Rohgasheizwert ~2.650–2.850 kcal/Nm³. Je nach Rohkohle: 25–33 % CO₂, 15–21 % CO, 35–41 % H₂, 10–13 % CH₄ (Vol-%). Für Syngasnutzung: CH₄/CO₂ Entfernung nötig.

Seit 1960er: Lurgi durch größere Reaktoren/Komponenten, Erweiterung Kohlespektrum (niedrigrangig), Luft statt O₂ als Vergasungsmittel verbessert. Zusätzlich: Betrieb bis 100 kg/cm² demonstriert → höherer Durchsatz, höherer CH₄-Gehalt.

British Gas Corporation + Lurgi: Neues Vergaserbodenddesign gegen Probleme drehender Geräte im Brennstoff/Aschebett, gleichzeitig Überwindung Ascheerweichungstemperatur in Vergasungszone. Ergebnis: BGL-Schlackenvergaser. Unterschiede zu Standard-Lurgi: (i) Rost/Aschelück durch Herd für Flüssigschlackeablass ersetzt, (ii) Vergasungsmittel O₂/Dampf durch Düsen (Tuyeren) statt durch Rost, (iii) Feuerfestauskleidung unterer Reaktorbereich → geringere Wärmeverluste.

BGL bei höheren Temperaturen als Standard-Lurgi → höheres CO/CO₂-Verhältnis, niedrigerer CH₄-Gehalt. Typisch Vol-%: 2–3 % CO₂, 55–60 % CO, 25–28 % H₂, 6–9 % CH₄. Hohe Temperatur → bessere Dampfnutzung → deutlich weniger zu reinigendes/verarbeitendes Wasser. Kohleasche → Schlacke → nicht auslaugbares Glas bei Austrag. Erfordert niedrige Schlackenviskosität → Flussmittel (Kalkstein oder basischer BF-Schlacke).

MHI Vergaser

Mitsubishi Heavy Industries (MHI) basiert auf Combustion Engineering Luft-Schlackenvergaser, ko-entwickelt zwischen CE (und Nachfolgern) und MHI. Trockeneinspeisung, geeignet niedrigrangige Kohlen mit hohem Feuchtegehalt. Luftgeblasener zweistufiger Mitströmungsschlackenvergaser mit Membranwasserwand. Abb. 10.

Synthesis Energy Systems (SES) Vergasungstechnologie

SES: Weltweite Exklusivlizenz für U-Gas Vergasungstechnologie – einstufiges Wirbelschichtsystem, niedrig-mittlerer Heizwert Syngas. Fließschema Abb. 11. Besonders geeignet für niedrigwertige Brennstoffe, alle Kohleränge.

Getrocknete, gemahlene Kohle via Lock-Hopper in Vergaser, fluidisiert durch Dampf/O₂-Gemisch. Reaktanten am Boden durch Verteilergitter und Ascheaustragsöffnung in Gittermitte. Betttemperatur 840–1.100 °C (abhängig von Ascheerweichungstemperatur). Bei diesen Bedingungen steigt Brennstoffaschekonzentration → Agglomeration zu größeren Partikeln → Schwerkraftselektive Entfernung aus Wirbelschicht. Design ermöglicht ≥95 % C-Vergasung.