Ein japanisches Projekt demonstriert einen Weg zur CO2-Neutralität für Kohlekraft

Das komplexe dreiphasige Demonstrationsprojekt von Osaki CoolGen Corp. in der Präfektur Hiroshima zielt darauf ab, eine hocheffiziente Kohlestromerzeugung mit nahezu null Emissionen zu erreichen, indem die Kohletechnologie zur Kohlenstoffabscheidung mit einer Brennstoffzelle kombiniert wird.

Als der Zwischenstaatliche Ausschuss für Klimaänderungen (IPCC) Anfang der 1990er Jahre die Alarmglocken hinsichtlich der globalen Erwärmung schrillen ließ, wurden die Führungskräfte von J-POWER aufmerksam. Seit seiner Gründung im Jahr 1952 als staatlich finanziertes Unternehmen im Rahmen des japanischen Gesetzes zur Förderung der Entwicklung elektrischer Energie hat sich J-POWER (das offiziell immer noch unter dem Namen „Electric Power Development Co.“ registriert ist) zu einem der größten Stromerzeuger Japans entwickelt. Obwohl das Unternehmen über ein beträchtliches Portfolio an Kohlekraftwerken verfügte, wurde der Großteil davon mit importierter Kohle betrieben. Und obwohl das Unternehmen prognostizierte, dass die Kohlekraft (zusammen mit der Atomkraft) weiterhin eine entscheidende Rolle im Energiemix Japans im 21. Jahrhundert spielen würde, war es befürchtet, dass wachsende Umweltbedenken und die Volatilität künftiger Kohleimporte erhebliche Hürden für die Kohleressourcen Japans darstellen könnten. Letztendlich kam das Unternehmen zu dem Schluss, dass die Suche nach einem Weg zur kosteneffizienten und effizienten Verbesserung der Kohlenutzung in den kommenden Jahrzehnten höchste Priorität haben muss.

J-POWER trat in Aktion. Im Jahr 1995 startete das Unternehmen in Zusammenarbeit mit der New Energy Industrial Technology Development Organization (NEDO) der japanischen Regierung ein nationales Projekt zur Entwicklung des Energy Application for Gas, Liquid, and Electricity (EAGLE)-Projekts. Das Hauptziel des Projekts war die Entwicklung eines in Japan gebauten, sauerstoffgeblasenen Flugstrom-Kohlevergasers, der für zahlreiche Anwendungen eingesetzt werden könnte, darunter die Stromerzeugung und die Produktion synthetischer Kraftstoffe, Chemikalien und Wasserstoff. Das EAGLE-Konzept ging jedoch über die bloße Integration des Vergasers mit Gas- und Dampfturbinen in einer herkömmlichen IGCC-Konfiguration (Integrated Gasification Combined Cycle) hinaus. Es wurde geplant, das IGCC-System um eine Brennstoffzelle zu ergänzen, um dessen Effizienz auf über 50 % zu steigern und gleichzeitig die Schadstoffemissionen zu senken. Damit wäre es eines der weltweit ersten dedizierten IGFC-Systeme (Integrated Gasification Fuel Cell Combined Cycle) mit integrierter Brennstoffzelle.

Nach der Durchführung einer Machbarkeitsstudie für das IGFC-System stellten J-POWER und die staatliche Forschungsbehörde im Jahr 2001 eine Pilotanlage mit einer Kapazität von 150 Tonnen pro Tag am Wakamatsu-Forschungsinstitut von J-POWER in der Stadt Kitakyushu fertig. Ab 2002 untersuchte das Pilotprojekt den Probelauf des Vergasungssystems, gefolgt von Tests der Gesamtleistung der Anlage und dann Tests mit unterschiedlichen Ausgangsmaterialien und später der Abtrennung und Rückgewinnung von Kohlendioxid (CO2). Als sich das Pilotprojekt als vielversprechend erwies, schloss sich J-POWER 2009 mit Chugoku Electric Power Co. zusammen, um ein neues Joint Venture, Osaki CoolGen Corp., zu gründen.

Die Hauptabsicht von Osaki CoolGen bestand damals darin, die EAGLE-Technologie in einem 166-MW-Demonstrationstest des IGFC-Systems im 2011 stillgelegten 250-MW-Kraftwerk Osaki von Chugoku auf der Insel Osakikamijima in der Präfektur Hiroshima zu erweitern. Laut Chugoku Electric hat sich der Demonstrationsumfang des Projekts seitdem erweitert, um auf neue Herausforderungen der modernen Kohleenergie zu reagieren, einschließlich der Beherrschung dauerhafter Flexibilität und kohlenstoffarmer Eigenschaften. Heute besteht das Hauptziel des Osaki CoolGen-Projekts darin, „eine emissionsfreie Kohlestromerzeugung zu erreichen, indem die IGFC – die ultimative hocheffiziente Kohlestromerzeugung – mit der CO2-Abscheidung kombiniert wird“, sagte Chugoku Electric.

Seit dem offiziellen Start des Osaki CoolGen-Projekts im Jahr 2012 hat es zwei von drei wichtigen Schritten erfolgreich abgeschlossen und erwartet, den letzten Schritt in diesem Jahr abzuschließen. In Schritt 1, der vom japanischen Ministerium für Wirtschaft, Handel und Industrie (METI) finanziert wurde, begannen die Projektpartner im März 2013 mit dem Bau einer 166-MW-Demonstrationsanlage mit sauerstoffgeblasenem IGCC und stellten sie im März 2017 fertig. Die geblasene IGCC-Technologie vergast Kohle im proprietären Vergaser von J-POWER mit hochreinem Sauerstoff. Anschließend wird Strom mithilfe eines kombinierten Kreislaufs erzeugt, der eine mit Synthesegas betriebene Gasturbine (1.300 °C-Klasse) und eine Dampfturbine kombiniert, die die Abwärme der Gasturbine und des Vergasers nutzt.

„Im ersten Schritt haben wir die grundlegende Leistung, Anlagenbetriebsfähigkeit, Zuverlässigkeit und wirtschaftliche Machbarkeit eines Kohlekraftwerks überprüft, das auf der sauerstoffgeblasenen IGCC-Technologie basiert“, sagte NEDO in einer Erklärung. „Wir haben einen Netto-Wärmewirkungsgrad von 40,8 % [höherer Heizwert (HHV)] erreicht, das weltweit höchste Leistungsniveau für ein Kohlekraftwerk der 170.000-kW-Klasse, und die Aussicht auf das Erreichen eines Netto-Wärmewirkungsgrads erhalten.“ von ca. 46 % (HHV) in einem kommerziellen Kraftwerk mit einer Gasturbine auf 1.500 °C (Erzeugungsleistung 500.000 kW mit einer Kapazität von 2.000 bis 3.000 Tonnen Kohle pro Tag)“, fügte die Agentur hinzu. „Verglichen mit der heute weit verbreiteten ultrasuperkritischen (USC) Kohlenstaubfeuerung glauben wir, dass diese Technologie die CO2-Emissionen um etwa 15 % senken kann.“

Laut Nobuhiro Misawa, Executive Director of Engineering bei Osaki CoolGen Corp., ist die Konfiguration der IGCC-Demonstrationsanlage „fast identisch“ mit der eines kommerziellen IGCC-Kraftwerks und erfüllt dieselben kritischen Funktionen und Prioritäten, auch im Hinblick auf die Sicherheit. „Sicherheit ist ein wichtiger Faktor, da sich die Gaszusammensetzung und der Prozesswert erheblich von denen einer herkömmlichen [Pulverkohle-]Anlage unterscheiden“, bemerkte er während des Japan-Asia Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) Forum 2021, das im Oktober desselben Jahres stattfand .

Aber ebenso entscheidend bestätigten die Testergebnisse eine maximale Laständerungsrate von 16 % pro Minute – „eine sehr hohe/niedrige Änderungsrate, die der Erdgaserzeugung mit kombiniertem Kreislauf entsprach“, bemerkte Misawa. IGCC-Tests bestätigten auch einen stabilen Betrieb bei einer Nettoleistung von 0 MW. „Elektrischer Strom wird sowohl in IGCC-Systemen als auch in Erdgas-Kombisystemen durch kombinierten Kreislauf erzeugt. Daher beweist das Ergebnis, dass die sauerstoffgeblasene Vergasung hinsichtlich der Synthesegasproduktion eine hohe Lastwechselleistung aufweist“, erklärte Misawa. „Durch die Nutzung dieser flexiblen Funktionen können sich kommerzielle IGCC-Anlagen an verschiedene Stromschwankungen anpassen, die durch erneuerbare Energien verursacht werden, die in ganz Japan im Hinblick auf die zukünftige CO2-Neutralität weiter installiert werden.“

Während Schritt 2, der zwischen 2016 und 2020 stattfand, fügte Osaki CoolGen dem mit Sauerstoff betriebenen IGCC eine Einheit zur CO2-Trennung und -Abscheidung hinzu. „Da das Synthesegas eine hohe Konzentration an Kohlenmonoxid (CO) enthält, kann es effizient abgetrennt und als CO2 aufgefangen werden, was diese Erzeugungstechnologie optimal für CCUS macht“, erklärte NEDO.

Die Kohlenstoffabscheidungsanlagen bestehen aus Kohlenstoffabscheidungseinheiten und einer Pilotanlage für Sauerschichtkatalysatoren. „Da der Synthesegasdruck für die CO2-Abscheidung hoch ist – er hat etwa 3 Megapascal –, haben wir eine physikalische Absorptionsmethode ausgewählt [die das Selexol Max-Lösungsmittel von Dow verwendet], die für CO2-Gas mit hohem Partialdruck geeignet ist“, sagte Misawa. Osaki CoolGen führte von Dezember 2019 bis 2021 Tests zur CO2-Abscheidung durch, die dann unterbrochen wurden, um die Installation der Brennstoffzellenausrüstung zu ermöglichen. Die Anfang des Jahres wieder aufgenommenen Abscheidungstests umfassen einen 17-prozentigen Syngas-Nachstrom mit einer Kapazität von etwa 400 Tonnen CO2 pro Tag. Bei den Tests werden die Erfassungskosten anhand von Kapital- und Betriebsausgabendaten bewertet. Bislang habe die Leistung bei der CO2-Abscheidung „die Ziele übertroffen“, sagte Misawa und habe unter anderem eine CO2-Rückgewinnungsrate von 90 % oder mehr nachgewiesen.

1. Der Kohlenstoffabscheidungsfluss von Osaki CoolGen in Verbindung mit seinen Systemen mit integriertem Vergasungs-Kombizyklus (IGCC) und integrierter Vergasungs-Brennstoffzelle (IGFC). Mit freundlicher Genehmigung: Osaki CoolGen

Im zweiten Schritt wird Synthesegas nach der Säureentfernung zum Sweet-Shift-Reaktor geleitet, wo das CO zu CO2 umgewandelt wird (Abbildung 1). Anschließend wird das CO2 im Absorber aufgefangen und durch Entspannung in Spülfässern zurückgewonnen. „Das Synthesegas, das eine hohe Wasserstoffkonzentration enthält, wird als Brennstoff zu einer Gasturbine zurückgeführt“, sagte Misawa. „In dieser Anlage werden 17 % des gesamten Synthesegases zur CO2-Abscheidungseinheit geleitet, um 15 % des gesamten von der IGCC-Anlage emittierten CO2-Volumens abzufangen“, bemerkte er.

Darüber hinaus führte das Unternehmen Langzeithaltbarkeitstests des Sauerschichtkatalysators durch. „Dieser Katalysator ist neu entwickelt und arbeitet bei niedrigeren Temperaturen als ein Standardkatalysator. Die Dampfmenge im Shift-Reaktor kann drastisch reduziert werden, wodurch Energieverluste im CO2-Abscheidungsprozess vermieden werden“, bemerkte er.

Als Teil des dritten Schritts schloss Osaki CoolGen die Integration einer 1,2-MW-Festoxidbrennstoffzelle (SOFC) ab und begann im April 2022 mit Verifizierungstests. Es ist geplant, das System bis Ende des Jahres weiter zu testen. Schritt 3 umfasst insbesondere auch den Bau einer CO2-Verflüssigungsanlage.

„Am Auslass des Vergasers besteht das Synthesegas zu 50 % aus CO und zu 20 % aus Wasserstoff. Am Einlass des Shift-Reaktors wird Dampf injiziert und das CO wird im Reaktor in CO2 und Wasserstoff umgewandelt. Am Auslass des „Im Reaktor besteht die Gaszusammensetzung zu 40 % aus CO2 und zu 55 % aus Wasserstoff“, erklärte Misawa.

„Der CO 2 -Absorber fängt das CO2 ein; daher wird hochreines CO2 erhalten. Andererseits enthält der Rest des Gases etwa 85 % Wasserstoff. Während dieser Wasserstoff im Schritt als Brennstoff für die Gasturbine verwendet wurde 2-Test, im Schritt 3-Test wird der Wasserstoff zur Brennstoffzelle geleitet, um Strom zu erzeugen“, sagte er.

Osaki CoolGen plant, einen Teil des CO2 in der Verflüssigungsanlage aufzufangen, um etwa fünf Tonnen CO2 in Lebensmittelqualität pro Tag zu produzieren, sagte er. Anschließend wird es per LKW zu einem kommerziellen Tomatengewächshaus auf der nahegelegenen Hibikenada Greenfarm transportiert.

Das Projekt hat NEDO inzwischen dazu veranlasst, in der nahegelegenen Stadt Osakikamijima ein Forschungs- und Entwicklungszentrum für Kohlenstoff-Recycling einzurichten. Das Zentrum wird sich unter anderem mit der Entwicklung von umweltfreundlichem Beton (entwickelt von Chugoku Electric), der selektiven Synthesetechnologie für chemische Produkte, einem Gas-zu-Lipid-Bioprozess und aus Mikroalgen hergestelltem Bio-Flugzeugtreibstoff befassen.

– Sonal Patel ist leitender Associate Editor bei POWER (@sonalcpatel, @POWERmagazine).

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