Projekt Köln. Semester: Dozent:

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1 Projekt Thema: Planung einer Synthesegasanlage zur z Erzeugung von CO und H 2 aus Erdgas Projektarbeit im Fach Integrierte Anlagenplanung IAP des Masterstudiengangs Verfahrenstechnik und Versorgungstechnik an der Fachhochschule Köln Semester: Dozent: Sommersemester 2011 Prof. Dr.- Ing. Gerhard Steinborn

2 Einleitung Die Fachhochschule Köln ist mit ca Studierenden die Größte deutsche Fachhochschule und bietet im ingenieurtechnischen Bereich im Institut für Anlagen- und Verfahrenstechnik den akkreditierten Masterstudiengang Verfahrenstechnik und Versorgungstechnik an mit dem Lehrmodul Integrierte Anlagenplanung. Dieses Lehrmodul soll den Studierenden die Methoden und die Handhabung von modernen Anlagenplanungstools im Bereich der 3D-Anlagenplaung anhand eines Projektes vermitteln. Im Sommersemester 2011 nahmen 25 Masterstudenten an dieser Lehrveranstaltung teil. Aufgabenstellung Aufgabenstellung für dieses Projekt ist die Erzeugung von15 t/h Kohlenmonoxid mit 6 bar bzw. 13 bar aus Erdgas. Das Ergebnis der Projektarbeit ist die Auslegung aller Prozessapparaturen unter Berücksichtigung der geltenden Richtlinien und Vorschriften, einer Kostenkalkulation für die Anlage sowie eine 3-D Anlagenaufstellung mit PDMS. Das Projekt wurde in fünf Teilprojekte untergliedert, die von je einem Projektteam bearbeitet wurden: Team 1: Erdgasreinigung mittels Monoethanolamin Wäsche Team 2: Herstellung von Kohlenstoffmonoxid mittels Steam-Reforming Team 3: Produktgastrocknung und CO 2 Abtrennung Team 4: Abtrennung von Methan und Wasserstoff aus Synthesegas Team 5: Energiekopplung der Synthesegas-Anlage Die Bearbeitung umfasst - Literaturrecherche über Verfahrensablauf und relevante Prozessparameter - Projektdefinition mit Grundfließbild - Verfahrensauswahl mit Verfahrensfliessbild - Prozessparameteroptimierung mit dem Simulationsprogramm CHEMCAD - Bilanzierung und Schnittstellenfestlegung - P&ID-Erstellung mit PDMS - 3D-Modellierung der Anlage mit PDMS - Kostenschätzung - Erstellung der Projektdokumentation (Apparate-, Rohrleitungs- und Instrumentenlisten) - 2 -

3 Die Bearbeitung mit PDMS wurden die P&ID s der Teilanlagen im Modul Diagrams erstellt und die Übernahme der Fliessbilder mit dem 3D-Integrator durchgeführt. Die Teilanlagen wurden im Modul Design erstellt und dargestellt. Notwendige Zeichnungen konnten mit dem Draft-Modul erzeugt werden. Synthesegasanlge Die Herstellung von Synthesegas ( H 2 +CO) findet mittels Wasserdampfreforming statt. Dabei wird Erdgas bei hohen Temperaturen unter Hinzugabe von Wasserdampf zu Wasserstoff und Kohlenstoffmonooxid umgewandelt. Der Reformingprozess erfolgt katalytisch, was beim Einsatz von Erdgas zu strengen Grenzwerten führt. Der verwendete Katalysator wird durch das Vorhandensein von Schwefel negativ beeinträchtigt, weshalb zuvor das Erdgas so gut wie möglich von Schwefelwasserstoff befreit werden muss. Erdgas wird hierbei zunächst gereinigt und einer Erdgasreformierung zugeführt. Das aus der Reformierung entstandene Synthesegas besteht aus Wasser, Kohlenstoffmonoxid, Kohlenstoffdioxid, Wasserstoff und Methan. Zur weiteren Aufarbeitung wird zunächst Kohlenstoffdioxid mittels einer Absorption und Wasser mittels einr Gastrocknung aus dem Synthesegas entfernt. Im letzten Verfahrensschritt erfolgen dann die Trennung von Methan aus dem Gasstrom mittels einer Adsorption und die Trennung von Wasserstoff und dem Produkt Kohlenstoffmonoxid durch eine Tieftemperaturkondensation. In Abbildung 1 ist Aufstellungsplan für die gesamte Anlage dargestellt

4 Abb. 1: Aufstellungsplan für die gesamte Anlage Erdgasreinigung (MEA) Die gängigste Methode zur Reinigung des Erdgases ist dabei die Aminwäsche mit Hilfe einer 30% Monoethanolamin- Lösung (MEA). Dabei wird der vorhandene Schwefelwasserstoff chemisch an das MEA gebunden und mitgerissen. Um die MEA- Lösung zu regenerieren findet in einer Desorptionskolonne die Verdampfung der beladenen MEA- Lösung bei 105 C statt. Dabei trennt sich der Schwefelwasserstoff vom MEA und kann z.b. in einer Claus- Anlage weiterverarbeitet werden. Das RI-Fliessbild ist in Abbildung 2 dargestellt

5 Tabelle 1: Stoffströme Erdgasreinigung Medium Massenstrom [kg/h] 1 Methan 9116,3 2 MEA Reingas Abgas 132,3 Der ankommende Rohgas-Massenstrom von 9116 kg/h enthält 10 mg Schwefelwasserstoff pro m³. Um eine Vergiftung des Katalysators durch Schwefelwasserstoff im nachfolgenden Prozessschritt zu vermeiden, wird der Rohrgasstrom in die Absorptionskolonne A101 eingeleitet. Die Absorption findet bei 40 C und 30 bar statt. Der Gasstrom wird am unteren Teil der Kolonne eingebracht, wo er im Gegenstrom zum Lösungsmittel (Monoethanolamin) Richtung Kolonnenkopf strömt. Vom Kolonnenkopf gelangt das gereinigte Gas zum Absetzbehälter. Im Absetzbehälter findet nach vorgegebener Verweilzeit die Trennung zwischen der Gasphase und dem vom Gasstrom mitgerissenem Lösungsmittel statt. Im Anschluss strömt das Schwefelwasserstofffreie Gas zum Reformer. Das in der Absorberkolonne von oben nach unten strömende Lösungsmittel Monoethanolamin (MEA) nimmt H 2 S und CO 2 aus dem Rohgas auf. In dem unter der Kolonne befindlichen Lagerbehälter T112 gelangt zum einen das anfallende beladene MEA aus dem Kolonnensumpf und zum anderen über eine Verbindungsleitung das abgeschiedene MEA aus dem Absetzbehälter T

6 Abb.: 2: RI-Fließbild der Erdgasreinigung - 1 -

7 Die Auslegungsdaten und Abmessungen der Kolonnen sind den Tabellen 2 und 3 enthalten. Die Kolonnenzeichnungen mit dem Modul Draw sind in Abbildung 3 und 4 dargestellt. Abbildung 5 zeigt den Vergleich 2D-Zeichnung und 3D-Modell der Kolonne in Design. Tabelle 2: Auslegungsdaten der Desorptions- und Absorptinonskolonnen Desorption Absorption Arbeitsdruck [bar] 1 30 Flüssigkeit: Monoethanolamin Volumenstrom [m³/h] Betriebsdichte [kg/m³] Molmasse [kg/kmol] Viskosität [mpa*s] 1,5 1,5 Oberflächenspannung [mn/m] Konzentration H2S ein [mg/l] Konzentration H2S aus [mg/l] 0,0001 0,0001 Temperatur [C ] Gas: MEA Methan Volumenstrom [m³/h] Betriebsdichte [kg/m³] 0,516 0,61 Molmasse [kg/kmol] Viskosität [mpa*s] 0,014 11,6 Konzentration H2S ein [mg/l] 0, Konzentration H2S aus [mg/l] 1580,59 0,0001 Temperatur [C ] Absorbend: Schwefelwasserstoff Molmasse [kg/kmol] 34,08 34,08 Henry- Konstante [bar] 5,52E+03 8,43 E+02 Stripping Faktor 18,021 9,96 Diffusionskoeffizient Gas [m²/s] 1,66E-05 2,36E-05 Diffusionskoeffizient Fl. [m²/s] 3,16E-09 2,39E

8 Tabelle 3: Abmessungen der Desorptions- und Absorptinonskolonnen Desorption Absorption Kolonnendurchmesser [mm] 2,30E+03 2,6 E+03 Packungen: Raschig Super-Pak 500 Metall F-Faktor [Pa^0,5] 2,40E-01 8,00E-01 Berieselungsdichte [m³/m²h] 186,3 145,8 Flutfaktor [%] 70,5 28,7 %Systemgrenze [%] 4 14 Hold-Up [m³/m³] 0,348 0,158 Rasching Super-Pak 750 Metall Arbeitsbereich min [%] max [%] rechn. prakt. rechn. prakt. Druckverlust [mbar] 16,3 20, NTUog [m] 0,609 9,21 HTUg [m] 0,1 0,29 HTUog [m] 7,43 0,97 Kol.vol./NTUol [m³] 1,712 5,171 NTUol 12,129 12,129 HTUl [m] 0,41 0,07 HTUol [m] 0,41 0,01 Nt 3,96 30,26 HEPT [m] 1,26 0,3 Höhe [m] 5 8 8,97 11,21 Packungsmenge [m³] 25,97 59,53-2 -

9 Abb. 3: Absorptionskolonne Abb. 4: Desorptionskolonne - 3 -

10 Abb. 5: 3D-Modell der Kolonnen Vergleich Draft- und Design-Ansicht Rohrisometrien Tabellee 4 enthält einen Auszug aus der Rohrleitungsliste der d Reinigungsanlage Die in Abb. 5 dargestellte Rohrisomet trie wurde aus der rechts im rechten Teil gezeigten Rohrleitung erzeugt. Die Isometrie zeigt einen Ausschnitt der Verbindungsleitung von der Desorptionskolonne bis hin zu den redundant ausgelegten Pumpen. In derr Leitung sind insgesamt fünf Ventile verbaut

11 Tabelle 4: Rohrleitungsliste Erdgasreinigungsanlage Rohrleitung Medium Massenstrom Druck Temperatur DN Isolierung [kg/h] [bar] [ C] 1.1 EG 40/500 Erdgas Nein RG 40/125 Reingas Nein RG 40/125 Reingas Nein MEA 40/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 40/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 40/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 40/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/125 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/125 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/125 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/125 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/250 Monoethanolamin (Dampf) Ja (Warm) MEA 10/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 40/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 40/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 40/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/250 Monoethanolamin Ja (Warm) MEA 10/250 Monoethanolamin Ja (Warm) PW 10/250 Rrozesswasser Nein KW 10/250 Kühlwasser Nein KW 10/200 Kühlwasser Nein KW 10/200 Kühlwasser Nein KW 10/200 Kühlwasser Nein KW 10/200 Kühlwasser Nein KW 10/250 Kühlwasser Nein D 10/400 Dampf Ja (Warm) D 10/200 Dampf Ja (Warm) D 10/200 Dampf Ja (Warm) D 10/400 Dampf Ja (Warm)

12 Abb. 5: Rohrleitung in PDMS und Rohrisometrie der MEA-Leitung Abb. 6: Pumpenaufstellung - 6 -

13 Abb 7: Aufstellungsplan und Draufsicht auf 3-D Modell der Erdgasreinigungsanlage - 1 -

14 Abb 8: Seitenansicht der Erdgasreinigungsanlage (links 2D-Darstellung, rechts 3D-Modell) - 2 -

15 Abb 9: 3D der Erdgasreinigungsanlage - 3 -

16 Steamreforming Nachfolgend sind die chemischen Reaktionen des Hauptprozesses, also die Umwand- lung von reinem Methan (CH 4 ) zu Kohlenstoffmonoxid (CO)( dargestellt, welche unter Verwendung von katalytischem Material in den Röhren des Reformers ablaufen Anhand dieser Reaktionsgleichungen wird deutlich, dass die Auslegung der Anlage sowie die Einstellung von beeinflusse enden Prozessparametern in Richtung des Gleich- gewichtes mit einer hohen CO-Ausbe eute angepasst sein müssen. Anhand der Gleichgewichtsparameter, die die Verhältniss se der Stoffe CH 4, H 2, CO und CO 2 angeben, erfolgte nach einer Prozesssimulation mit dem d Programm Chemcad die Festlegung der optimalen Prozesstem mperaturen. Es wurde eine Prozesstemperatur von 800 C gewählt, um einee ausreichend hohe Ausbeute an CO zu erreichen und gleichzeitig die verwendeten Werkstoffe des Refor- mers vor einer Festigkeitsverringerung durch zu hohen Temperatureinfluss zu schützen. Abb.10: Grundfliessbild Steamreforming Auf Grundlage der durchgeführten Prozessanalyse wurde im Dampfreformer ein Be- triebsdruck von 30 bar festgesetzt. Außerdem wurde dieser d Druck gewählt, da das - 1 -

17 zugeführte Erdgas mit diesem Druck aus dem Reinigungsprozess zur Verfügung steht. Zur Optimierung der Ausbeute wird der Prozess wird mit einem Primär- und einem Sekundärreformer durchgeführt. Dampf: kg/h Methan CH4: 8984 kg/h Wasserstoff H2: 952 kg/h CH4-Bypass: 2246 kg/h Methan CH4: 6738 kg/h Luft: kg/h Primärreformer Abgas: kg/h Zwischenprodukt: kg/h Sauerstoff: 6720 kg/h Sekundärreformer Ausgang SR: kg/h Kohlenstoffdioxid: kg/h Produktgas: kg/h Abb 11: Massen-Sankey-Diagramm für den Steamreforming-Prozess. Die Massenbilanz für den Reformer ist in Abbildung 11 dargestellt. Abbildung 12 zeigt das RI-Fliessbild, die Abbildungen 13 bis 19 zeigen den Aufstellungsplan sowie die Gesamtansicht und verschiedene Detailansichten der Steamreformeranlage. Auszüge aus den Rohrleitungs- und Apparatelisten enthalten die Tabellen 5 und

18 Abb. 12: R&I Fließbild - Steam-Reforming-Prozess mit Wärmekopplung - 1 -

19 28 m 22 m CH 4 30 m Luft H 2 CO 2 d = 4m O 2 Produktgas H 2 O Abb. 13: Aufstellungsplan für den Steam-Reforming Teilprozess Abb. 14: Seitenansicht des Steam-Reforming Teilprozesses - 1 -

20 Abb. 15: Gesamtansicht des Steam-Reforming-Prozesses

21 Abb. 16: Darstellung der Einspeisung des Dampf-/Methan-Gemisches Abb. 17: Sauerstoffversorgung der Brenner des Sekundärreformers - 1 -

22 Abb. 18: Gerenderte Darstellung des Sekundärreformers und Schnittstellen zu den anderen Teilprozessen Abb. 19: Darstellung der Methan- und Wasserdampf-Vorwärmung inklusive Methan- Bypass

23 Tabelle 5: Auszug aus Rohrleitungsliste Rohrleitungsbezeichnung PN DN Medium Temperatur [ C] Druck [bar] Werkstoff Werkstoffnummer Kommentar RL2.01-PG-40/300-ES Dampf+Methan X-6 CrNiTi vor Abgaskanaleintritt RL2.02-PG-40/300-MT Dampf+Methan G-X30 CrNiSiNb ab Abgaskanaleintritt RL2.03-PG-40/300-MT Zwischenprodukt G-X40 NiCrNbTi Ausgang PR RL2.04-MD-40/200-ES Dampf X-6 CrNiTi RL2.05-PG-40/100-HT Dampf+Methan G-X40 NiCrNbTi Rohre Innerhalb des PR RL2.06-RG-40/80-SS Methan S-235 JR Eintritt Abgaskanal RL2.07-RG-40/80-ES Methan X-6 CrNiTi Austritt Abgaskanal RL2.08-RG-40/80-SS Methan X-6 CrNiTi Bypass RL2.09-CO2-40/80-SS Kohlenstoffdioxid 40 3 S-235 JR nach Kühler RL2.10-CO2-40/80-SS Kohlenstoffdioxid S-235 JR nach Verdichter RL2.11-O2-40/80-SS Sauerstoff S-235 JR aus Luftzerlegungsanlage RL2.12-LT-16/1000-SS Luft S-235 JR RL2.13-H2-16/400-ES Wasserstoff 20 2 X-6 CrNiTi nach Erwärmung RL2.14-AB-16/1000-SS Abgas S-235 JR RL2.15-KW-16/100-ES Wasser 20 1 X-6 CrNiTi RL2.16-MEA-16/80-ES MEA 30 1 X-6 CrNiTi Tabelle 6: Auszug aus der Apparateliste Gebäude 02 Projekt- IAP-SS11 GB/ZSB/Gesellscha Werk Anlagenkompl Kohlenstoffmonooxid Produktion Abschnitt 02 Apparate-Liste Abt. 02 Anlage 02 Teilanlag Steam-Reforming Blatt- 1 von 1 Betrie CO-Produktion Konto Technische Einrichtung Anzahl R Primärreformer Benennung Massenstrom [kg/h] (Innen (Abgas) Werkstoff Berechnungs- inst. P(kW)/ Preis in Abmessungen Gewicht N(min -1 Zeichnungs-Nr. Druck Temp. ) Mio.EURO x24x10 m 2024 t 22500kW 02 8,875 R Sekundärreformer d=3 m;h=8 m 41,9 t adiabat 02 1,445 W Wärmeübertrager (Methanvorwärmung) m² 0,30 t 1807kW 02 0,048 W Wärmeübertrager (Dampf/Methan) m² 0,61 t 6126kW 02 0,21 S Kondensatabscheider d=1,0m; h=2,5m 0,30 t V Verdichter CO kg 841kW, =0, ,486 V Verdichter CO kg 841kW, =0, ,486 V Verdichter Luft kg 200kW 0, ,22 V Verdichter Luft kg 200kW 0, ,22 V Verdichter Luft kg 200kW 0, ,22 V Verdichter Luft kg 200kW 0, ,22 V Verdichter Luft kg 200kW 0, ,22 BR 20 Brenner kW 02 im PR-Preis W Kondensator Datum Name Mollek, Sanne, Steinle, Wilke Stand vom: m²;d=1m ; l=2,3m 0,42 t 3596kW 02 0,

24 Produktgastrocknung und CO 2 Abtrennung Aus dem Produktgasstrom des Steamreformers werden in der Teilanlage 3 die störenden Komponenten CO 2 und H 2 O abgetrennt. Die Trennung von CO 2 erfolgt mittels einer Absorption mit Monoethanolamin (MEA). Die anschließende Gastrocknung wird mit einem Adsorptionstrockner durchgeführt, der mit einem Molekularsieb (Zeolith) gefüllt ist. Das Grundfliessbild der Teilanlage 3 zeigt Abbildung Abb. 20: Grundfliessbild der Teilanlage 3 Die Auslegungswerte der MEA-Wäsche sind in Tabelle 7 zusammengestellt. Tabelle 7: Kennwerte der MEA-Anlage: Absorber Produktgas Arbeitsdruck 22 bar Volumenstrom 2300 m³/h Temperatur 40 C CO 2 34 m³/h Beladung 0,0148 Desorber Waschmittel Arbeitsdruck 3 bar Überschuss 15% Temperatur 120 C MEA Lösung 310 m³/h Restbeladung 2,8*10 3 Das R&I-Fliessbild des CO 2 -Abtrenn- und Trocknungsprozesses ist in Abbildung 21 gezeigt

25 Abb. 21: R&I-Fliessbild des CO 2 -Abtrenn- und Trocknungsprozesses

26 Für die Gewährleistung der kontinuierlichen Prozessführung der Gastrocknung ist für die Adsorber eine alternierende Betriebsweise vorgesehen. Während sich der Adsorber Aktiv im aktiven Betrieb befindet, wird der Adsorber Passiv regeneriert. Die Regeneration mit Produktgas durchgeführt, um die Gefahr und Risiken von Fremdgasverschmutzung zu vermeiden und auszuschließen. Tabelle. die Auslegungsdaten der Trocknungsanlage. Tabelle 8: Auslegungswerte der Adsorption. Adsorptin Desorption Druck ~25,0 bar 1bar Temperatur ~40,0 C 270 C Adsorptionszyklus Adsorbensmasse theor. adsorbierbare Wassermasse Effektiv adsorbierte Wassermasse (Restbeladung 1E 06) Restbeladung des Produktgases (High Tech Anforderung) Freigesetzte Wärmemenge 12 h ~11,0 t 200 kg/h 159,98 kg/h <0,01 g/m³ ~200 kw Das Produktgas wird bei dieser Betriebsweise im Kreislauf gefahren. Dies erfordert ein hohes Maß an mess- und regelungstechnischem Aufwand, der in dem Regelschema der Adsorberanlage in Abbbildung 22 deutlich wird. Abbildung 23 zeigt die Aufstellung der CO 2 -Abtrenn- und Trocknungsanlage, die Abbildungen 24 und 25 das 3D-Modell der Teilanlage sowie eine Seitenansicht

27 Abb. 22: R&I-Fließbild der Adsorberanlage

28 Abb. 23: Aufstellung der CO2-Abtrenn- und Trocknungsanlage. -1-

29 Abb. 24: 3D-Modell der CO 2 -Abtrenn- und Trocknungsanlage. Abb. 25: Seitenansicht der CO 2 -Abtrenn- und Trocknungsanlage

30 Abtrennung von Methan und Wasserstoff aus dem Synthesegas Der Gasaufbereitungsprozess lässt sich in zwei Hauptaufgaben unterteilen. Zum Einen handelt es sich hierbei um die Trennung des Methans vom Synthesegas mittels Adsorption und zum anderen um die H 2 /CO-Trennung durch eine Niedertemperaturkondensation. Der Eingangsgasstrom hat die in Abbildung 26 gezeigte Zusammensetzung: Abb. 26: Zusammensetzung des Rohgasstroms nach der Trocknung Zielstellung ist es, die Ausgangsströme CO, H 2 und CH 4 durch Adsorption von Methan zu 99,9% und die Trennung von CO/H 2 zu 95 99% zu erzielen. Das Grundfliessbild Abb. 27: Grundfliessbild des Trennprozesses

31 des Trennprozesses zeigt Abbildung 27. In dem ersten Prozessschritt der Adsorption wird der Gasstrom über eine Kolonne mit Aktivkohlefüllung geführt. Dort bindet (adsorbiert) das Methan an die Aktivkohle und der CH 4 -freie Gasstrom kann die Adsorptionskolonne oben verlassen. Parallel zur Adsorptionskolonne ist eine Desorptionskolonne gleicher Konstruktion angeordnet. Die Desorption läuft mittels eines oben eingeleiteten H 2 -Gasstromes ab, welcher das Methan von der Oberfläche der Aktivkohle desorbiert. Der mit CH 4 beladene Desorptionsstrom wird verdichtet und dient als Heizmedium zur Aufwärmung des im Gegenstrom fließenden CH 4 -freien H 2 -Stromes. Anschließend wird der Desorptionsstrom in einen Lagertank geleitet. Das oberhalb der Adsorptionskolonne austretende CO/H 2 - Produktgas wird für die anschließende Niedertemperatkondensation auf einen Druck von 30 bar mit drei Verdichtern komprimiert. Abb. 28: Massenbilanz für die Tieftemperaturtrennung In einem kryogenen Trennschritt wird das H 2 /CO- Gemisch in einer Niedertemperaturkondensation aufgetrennt. Die Massenbilanz für die Trennanlage zeigt Abbildung 28. Tabelle 9 enthält die Daten der Entspannungsturbinen. Die Abbildungen 30 bis 32 zeigen das 3D-Modell der Trennanlage

32 Tabelle 9: Daten der Entspannungsturbinen in der Tieftemperaturanlage Druck [bar] Temperatur [ C] Entspannungsturbine Volumenstrom Leistung Ein Aus Ein Aus [kmol/h] [MJ/h] EA , EA , EA , EA ,3 499 Abb. 30: Aufstellungsentwurf für die Tieftemperaturtrennungsanlage

33 Abb.31: Ergebnis der 3D-Aufstellungsplanung mit PDMS-Draufsicht - 6 -

34 Abb. 32: 3D-Aufstellung der Tieftemperaturtrennanlage - 1 -

35 Energiekopplung der Synthesegas-Anlage Die fünfte Gruppe bearbeitete das Konzept für die Energienutzung und optimierung der Teilanlagen und der Gesamtanla age. Es wurden die Prozessschritte hinsichtlich des Wärmebedarfs und überschusses analysiert und optimiert. In dem Rauchgasabzug des Reformers wird die bei derr Verbrennung entstehende Wärme genutzt, um das Reingas vor der Reaktion von 140 C auf f 550 C zu erwär- von men. Das Rauchgas, wird von 800 C auf 120 C abgekühlt. Das Reingas tritt in den Rauchgasabzug als reines Methan bei einer Temperatur 140 C ein und wird zuerst auf 300 C erwärmt. Wenn diese Temperatur erreicht wird, wird Dampf zugespeist und die Mischung aus Wasserdampf und Methan weiter auf die Reaktionstemperatur von 550 C erwärmt. Der Dampf wird erstt bei 250 C zuge- der speist, um eine mögliche Kondensation zu vermeiden. Für die Berechnung benötigten Wärmemenge wurde der Wärmeaustausch zwischen Reingas und Rauchgas mit Chemcad simuliert. Die zwischen den Prozessen ausgetauschten zusammengestellt. Energieströme sindd in Abbildung 33 Abbildung 34 zeigt das RI-Fliessbild der Energiekopplung der Teilprozesse. Abb. 33: Energiekopplung der Teilanlagen - 2 -

36 Tabelle.10: Auflistung aller Rohrleitungen für die Energiekopplung Abschnitt Rohrleitungsnummer Rohrleitung Produktgaskühlung RL5.1 RL5.01-PG-100/400-HT Produktgaskühlung RL5.2 RL5.02-PG-100/400-HT Produktgaskühlung RL5.3 RL5.03-PG-40/300-MT Produktgaskühlung RL5.4 RL5.04-PG-40/300-MT Produktgaskühlung RL5.5 RL5.05-PG-40/300-MT Produktgaskühlung RL5.6 RL5.06-PG-40/250-MT Produktgaskühlung RL5.7 RL5.07-PG-40/250-NT Produktgaskühlung RL5.8 RL5.08-PG-40/250-NT Produktgaskühlung RL5.9 RL5.09-PG-40/200-NT Produktgaskühlung RL5.10 RL5.10-PG-40/200-NT Produktgaskühlung RL5.11 RL5.11-PG-40/200-NT Produktgaskühlung RL5.12 RL5.12-PG-40/200-NT Hochdruckdampferzeugung RL5.13 RL5.13-HDK-100/100-NT Hochdruckdampferzeugung RL5.14 RL5.14-HD-100/80-MT Hochdruckdampferzeugung RL5.15 RL5.15-HD-100/80-MT Mitteldruckdampferzeugung RL5.16 RL5.16-MDK-40/50-NT Mitteldruckdampferzeugung RL5.17 RL5.17-MD-40/80-MT Mitteldruckdampferzeugung RL5.18 RL5.18-MD-40/80-MT Niederdruckdampferzeugung RL5.19 RL5.19-NDK-10/25-NT Niederdruckdampferzeugung RL5.20 RL5.20-ND-10/200-NT Desorption Produktgasaufbereitung RL5.21 RL5.21-D2-10/300-NT Desorption Produktgasaufbereitung RL5.22 RL5.22-D2-10/300-NT Restkühlung RL5.23 RL5.23-KW-10/100-NT Restkühlung RL5.24 RL5.24-KW-10/100-NT Wasserrückgewinnung RL5.25 RL5.25-KD-10/80-NT Wasserrückgewinnung RL5.26 RL5.26-KD-10/50-NT Wasserrückgewinnung RL5.27 RL5.27-KD-10/10-NT Wasserrückgewinnung RL5.28 RL5.28-KD-10/60-NT Wasserrückgewinnung RL5.29 RL5.29-KD-10/100-NT Wasserrückgewinnung RL5.30 RL5.30-KD-10/100-NT Desorption Erdgasaufbereitung RL5.31 RL5.31-D1-10/600-NT Desorption Erdgasaufbereitung RL5.32 RL5.32-D1-10/80-NT Desorption Erdgasaufbereitung RL5.33 RL5.33-D1-10/600-NT Desorption Erdgasaufbereitung RL5.34 RL5.34-D1-10/700-MT Wasserrückgewinnung RL5.35 RL5.35-KD-10/100-NT - 3 -

37 Abb. 34: RI- Fließbild der Energiekopplung - 4 -

38 Einen erhebliche Aufwand stellen die Mess-, Steuer- und Regeleinrichtungen dar. Beispielhaft ist in Abbildung 35 die Regelungg für die DampferzeD ugung durch das Produktgas aus dem Reaktor 2 zur Erzeugung von HD- und MD-Dampf dargestellt. Abb.35: Dampfregelung bei der Rauchgasabkühlung im Reformer R - 5 -

39 Tabelle 11: Auszug aus MSR-Liste Armatur- Bezeichnung Ort Armatur- Bezeichnung Ort RK RL5.01-RG-40/400-HT VR RL5.19-NDK-10/25-NT V RL5.01-RG-40/400-HT V RL5.19-NDK-10/25-NT V RL5.02-RG-40/400-HT V RL5.19-NDK-10/25-NT V RL5.02-RG-40/400-HT V RL5.20-ND-10/200-NT V RL5.03-RG-40/300-MT KL RL5.20-ND-10/200-NT V RL5.03-RG-40/300-MT V RL5.21-D2-10/300-NT V RL5.04-RG-40/300-MT V RL5.22-D2-10/300-NT V RL5.04-RG-40/300-MT V RL5.32-D1-10/80-NT V RL5.05-RG-40/300-MT V RL5.32-D1-10/80-NT V RL5.05-RG-40/300-MT VR RL5.32-D1-10/80-NT V RL5.06-RG-40/250-MT V RL5.32-D1-10/80-NT V RL5.06-RG-40/250-MT V RL5.32-D1-10/80-NT V RL5.07-RG-40/250-NT V RL5.24-KW-10/100-NT V RL5.07-RG-40/250-NT KL RL5.25-KD-10/80-NT V RL5.08-PG-40/250-NT V RL5.25-KD-10/80-NT V RL5.08-PG-40/250-NT V RL5.25-KD-10/80-NT V RL5.09-PG-40/200-NT V RL5.25-KD-10/80-NT V RL5.09-PG-40/200-NT V RL5.25-KD-10/80-NT V RL5.10-PG-40/200-NT V RL5.25-KD-10/80-NT V RL5.10-PG-40/200-NT KL RL5.26-KD-10/50-NT V RL5.11-PG-40/200-NT V RL5.26-KD-10/50-NT V RL5.11-PG-40/200-NT KL RL5.27-KD-10/10-NT V RL5.12-PG-40/200-NT V RL5.27-KD-10/10-NT V RL5.13-HDK-100/100-NT V RL5.35-KD-10/100-NT V RL5.13-HDK-100/100-NT V RL5.35-KD-10/100-NT VR RL5.13-HDK-100/100-NT VR RL5.35-KD-10/100-NT V RL5.13-HDK-100/100-NT V RL5.35-KD-10/100-NT V RL5.13-HDK-100/100-NT V RL5.29-KD-10/100-NT V RL5.14-HD-100/80-MT V RL5.30-KD-10/100-NT KL RL5.14-HD-100/80-MT V RL5.30-KD-10/100-NT V RL5.15-HD-100/80-MT V RL5.30-KD-10/100-NT KL RL5.15-HD-100/80-MT V RL5.30-KD-10/100-NT VS RL5.15-HD-100/80-MT V RL5.30-KD-10/100-NT V RL5.16-MDK-40/50-NT V RL5.30-KD-10/100-NT V RL5.16-MDK-40/50-NT V RL5.31-D1-10/600-NT VR RL5.16-MDK-40/50-NT V RL5.32-D1-10/80-NT V RL5.16-MDK-40/50-NT V RL5.33-D1-10/600-NT V RL5.16-MDK-40/50-NT V RL5.34-D1-10/700-MT V RL5.17-MD-40/80-MT KL RL5.34-D1-10/700-MT V RL5.18-MD-40/80-MT RK RL5.12-PG-40/200-NT KL RL5.18-MD-40/80-MT V RL.2.06-O2-40/80 VS RL5.18-MD-40/80-MT V RL.2.06-O2-40/80 V RL5.19-NDK-10/25-NT RK RL.2.06-O2-40/80 V RL5.19-NDK-10/25-NT KL RL5.04-PG-40/300-MT - 6 -

40 Gesamte Synthesegasanlage Abb. 36: Draufsicht auf die Gesamtanlage - 7 -

41 Abb. 37: 3D-Modell der Gesamtanlage - 8 -

42 Abb. 38: 3D-Modell der Gesamtanlage - 9 -

43 Abb. 39: 3D-Modell der Gesamtanlage