Advertisement

Herstellung von Synthesegas

  • Friedrich Asinger

Zusammenfassung

Die Methanolsynthese setzt lediglich ein billiges Synthesegas (CO + 2 H2) voraus, das auf Basis von Steinkohle, Braunkohle, aber auch von Holz, Holzabfällen, Torf, ja sogar Müll hergestellt werden kann. Für die Kohlehydrierung ist möglichst aschearmes, bituminöses Material nötig.

Preview

Unable to display preview. Download preview PDF.

Unable to display preview. Download preview PDF.

Literatur zu Kapitel 2

  1. 2.1.
    Dessau, R. B.: Proc. Am. offshore Conf. 13 (1), 67–74 [1981]. Barge mounted petrochemical plants for the produetion of methanol and ammoniaGoogle Scholar
  2. Kinno, B. Mii, M.T.: CEER (Chem.-Econ. Eng. Rev.) 13 (10), 25 [1981]. Floating methanol plantsGoogle Scholar
  3. Anonym, Oil Gas Journal 1982 vom 31.Mai, S.78. Methanol plant modules. Mitsubishi Chem. Eng. Center baut ein Schiff für die Saudis zur MethanolproduktionGoogle Scholar
  4. Jackson, R.G. (Continental oil): Chem. Eng. Progress (CEP) 1979 ,Oktober, S.56. Modular plants Concept. A shipyard-built methanol plant. (Das Schiff verarbeitet off shore Gas-Reserven und wird dann an andere Stellen transportiert, wenn das Gas verbraucht ist)Google Scholar
  5. Erdöl und Kohle 35 (12), 547 [1982]. Methanolfabrik auf Plattformen. Deutsch-Norwegisches Forschungsprojekt (von BRD sind beteiligt: Veba, Lurgi, Linde, Uhde). Die Plattformen sollen dem Halbtauchertyp angehören (bis 250 m Tiefe). Das Deck hat einen Umfang von 90 x 90 m und die Barge 22 0001 Anlagegewicht. Es sind 3 Mio m3 Erdgas/Tag nötig. Einsatz dort, wo Gas als Nebenprodukt anfällt (Associated gas) und in Gasfeldern mit geringem Volumen und schlechter Zusammensetzung. Der Gaspreis muß deutlich unterhalb des Weltmarktpreises liegen. Betriebszeit 300 Tage/Jahr. Gesamtproduktion 850000 jato Methanol. Gasverbrauch 900 Mio m3.Google Scholar
  6. Europ. Chem. News 1982 ,8. Februar, S.25. Lurgi-Prozeß for barge-mounted methanol plant in ArgentinaGoogle Scholar
  7. Erdöl und Kohle 34 (5), 193 [1981]. Methanolfabrikation über marginalen Feldern (schwimmende Methanolfabriken)Google Scholar
  8. Erdöl-Erdgas-Zeitschrift 97 (3), 101–104 [1981]. Flüssigerdgas, Methanol, Ammoniak und elektrischer Strom aus marginalen Erdgasfeldern im MeerGoogle Scholar
  9. CEER (Chem. Econ. Eng. Rev.) 11 (6), 39-40 (1979). Barge-type Methanol plant.Google Scholar
  10. Process Eng. 1979 (April), S. 93-95. Barge plants will provide future methanol needs.Google Scholar
  11. Chem. Week 1978 ,24. Mai, S.31. Methanol plants want to barge in. Davy-Power-Gas entwickelt eine Anlage für 2 000 tato Methanol, die jeweils zu den Erdgasvorkommen auf See auf Schiffen (Bargen) transportiert werden kann (Floating-Anlagen).Google Scholar
  12. Amann, H.: Chem. Ing. Technik 53 (11), S. 864–869 (1981). Schwimmende Produktionsanlagen für die Rohstoffgewinnung im Meer.Google Scholar
  13. Oil Gas J. 1982 ,31.Mai, S.78. Bild einer Methanolanlage an Deck eines japanischen Express-Schiffes. Die Modulanlage wurde von der Mitsubishi Chemical Engineering für die Saudi Methanol Co in AI Jubail gebaut.Google Scholar
  14. Stahl, B. et al.: Process Engng. 1983 ,Juli, S. 1239. Motion Monitoring of a Moo-ved Floating Platform During Installation over a Subsea Template.Google Scholar
  15. CEER (Chem. Econ Eng. Rev.), 15 (6), 46 (1983). Largest Oil Platform to IndiaGoogle Scholar
  16. Chem. Eng. News 1983 ,29. Aug., S.7-9.Union Carbide beschäftigt sich mit der Erstellung von »Barge mounted plant« Chem. Ind. 36 (März), 151 (1984). Kolonnen für schwimmende Produktionsanlagen.Google Scholar
  17. Erdöl und Kohle 35 (3), 145 [1982]. Welt-Kohle-Markt. Eine Konferenz über aktuelle Tendenzen der Welt-KohlemärkteGoogle Scholar
  18. Mutke, R.: Chem. Ind. 34, 476–411 [1982]. Ersatz des Erdöls durch die Kohle, Chancen für die deutsche KohleindustrieGoogle Scholar
  19. Forster, K., Margolis, L.R., Kühn, A.K.: CEER (Chem.-Econ. Eng. Rev.) 1982 März, 7-14. Implementing Americas first commerical synfuels projectGoogle Scholar
  20. Omori, T.: CEER 1982 ,März, 21-22. Coal ehemistry and steel industryGoogle Scholar
  21. Speich, P.: Chem. Ind. 34 ,469–470 [1982]. Energierohstoff BraunkohleGoogle Scholar
  22. Gruhn, W.: Nachr. Chem. Techn. Labor 30 (9), 774–780 [1982] Renaissance der Kohlechemie. Verhältnisse und Aussichten über dieses Problem in der DDR.Google Scholar
  23. Gallagher, J. M.: Hydrocarbon Processing 1982 ,März, 72E-72V. Coal: Global energy Option for the 1980’sGoogle Scholar
  24. Erdöl und Kohle 35 (2), 101 [1982]. Weltkohlenhandel im AufwindGoogle Scholar
  25. Chem. Eng. 87 (11), 27 vom 2. Juni 1980. Die weltweite Kohleförderung wird sich bis 2000 verdreifachenGoogle Scholar
  26. Wender, I.: J. of the Alabama Acad Sci., Vol. 51 (2), 68–72 [1980]. The role of coal in our energy futureGoogle Scholar
  27. Erdöl und Kohle 33 (12), 589 [1980]. Aus dem Jahresbericht 1979/1980 des Gesamtverbandes des deutschen SteinkohlenbergbausGoogle Scholar
  28. Nachr. Chemie Techn. Labor 27 (11), 702–706 [1979]. Kohle-woher-wohin?Google Scholar
  29. Schulze, J., Schmidt, B.: Chem. Ind. 33 (10), 623; (11) 686; (12) 791 [1981]. Kohlebedarf bei der Substitution der Petrochemie durch KohlechemieGoogle Scholar

Buchveröffentlichung

  1. Fettweis, G. B.: Weltkohlenvorräte, Herausgeber G. Dorstewitz, M. Liebrucks, H. Reintges, E. Schubert und K. Schwantag, aus der Reihe: Bergbau Rohstoffe Energie. Schriften über wirtschaftliche und organisatorische Probleme bei der Gewinnung und Verwertung mineralischer RohstoffeGoogle Scholar
  2. Bund, K., Die Energieversorgung der Bundesrepublik Deutschland in den achtziger Jahren, Verlag Glückauf, Essen 1980Google Scholar

Literatur zur Pyritabscheidung

  1. Bergeron, R. G.: CEP 1978 ,August, S. 80-84. Preparing coal for petrochemicals (Pyritabscheidung).Google Scholar
  2. Maxwell, E., Kelland, D.R.: IEEE Transitions of Magnetics, Vol. Mag. 14, Nr. 5 vom Sept. 1979, S. 482-487. High gradient magnetic Separation (HGMS) in coal desulfurization (Magnetische Abscheidung von Pyrit)Google Scholar

Wasser als Transportmittel für Kohle

  1. 2.2.
    Johnson, E.P.: Chem. Eng. 1982 ,Januar, S. 47-49. Payoff time is for coal/water/ slurryGoogle Scholar
  2. Snoek, P.E. (Bechtel): Oil Gas Journal 1982,15.März, S.93. Commercial success of slurry pipelines creates opportunities for new applications in the 1980’sGoogle Scholar
  3. Anonym: Oil Gas Journal 1982 ,15. März, 138-139. Slurry line groups dispute unit train efficiencyGoogle Scholar
  4. Oil Gas Journal 1982 ,vom 6. Sept., S.51. Slurry line bills face good chance Short timeGoogle Scholar
  5. Oil Gas Journal 1981 ,vom 27. Juli, S. 192. Operating experience is described for Black-Mesa-Slurry-PipelineGoogle Scholar
  6. Anonym: Oil Gas Journal 79 (17), 118 [1981], 27. April. Continental proposes coal slurryGoogle Scholar
  7. Anonym: Chem. Ztg. 103 (10), 341 [1979]. Feststoffpipeline zum Kohletransport von Kattowitz (Polen) nach Linz (Österreich) für 5 Mio t im GesprächGoogle Scholar
  8. Anonym: Chem. Eng. News vom 21. Mai 1979 ,S. 18-20. Prospects brighten for coal slurry pipelinesGoogle Scholar
  9. Breuer, U., Huberts, L. J., (Shell Inter. Petrol MIJ B.V.): Erdöl und Kohle “Compendium 76/77”, S.456. Transport von Kohlen in PipelinesGoogle Scholar
  10. Elsibai, N. G., Snoek, P. E., Pitts, J. J. (Bechtel): Oil Gas Journal 1982 ,vom 26. Juli, S.253Google Scholar

Methanol als Transportmittel für Kohle

  1. 2.3.
    Erdöl und Kohle 35 (1), 5 [1982]. Kohle-Methanol-Pipeline, Mannesmann AG, Düsseldorf und F. Krupp, Duisburg-Projekt: Hydraulicher Transport von Kohle in PipelinesGoogle Scholar
  2. Rechnungen ergaben, daß beim Transport von 4,6 Mio jato Steinkohle auf 350 bzw. 500 bzw. 1000 km nur etwa rund 35 % der Kosten des billigsten Konkurrenzsystems anfallen.Google Scholar
  3. Technik heute: 1982 (4), 3-4. Forschungsvorhaben Kohle-Methanol-Pipeline (Mannesmann AG)Google Scholar

Kohlepipeline mit Methanol (Methacoal)

  1. Research Report Nr. 11 des “Center for Energy Studies” the University of Texas at Austin, Edited by Vanston, J. H. jr. Hannan, D. G. und weitere 7 Mitarbeiter, Final Report, März 1978. Systems study and assesment of methacoal as a coal transportion alternativeGoogle Scholar
  2. Chem. Rundschau 33 (25), 24 (1980). Methanol transportiert KalkGoogle Scholar
  3. Oel-Zeitschrift für die Mineralölwirtschaft 1980 ,April, S. 113Google Scholar
  4. Chem. Week 1980, 23. April, S.40 Germans are studying use of methanol carrier for granulated coal pipelineGoogle Scholar
  5. Oil Gas J. 1981 ,16. November, S.149. Canadians muH exports of methacoalGoogle Scholar
  6. Erdöl und Kohle 35 (1), 5 (1982). Kohle-Methanol-PipelineGoogle Scholar
  7. Hanashimo, K., Sugawa, M., Ohsuga, H.: Sekitan Riyo Gijutsu Kenkyu Happyokai Koenshu 5, 126-32 (1983) zit. in CA. 100, 88360j (1984)Google Scholar
  8. Eine Anlage zum Studium für 1,2 tato Kohle-Methanol-Slurry wird beschrieben.Google Scholar
  9. Green, L. jr.: Coal Technology (Houston) 19836th, (6), 333-345; CA. 100 ,70989m (1984). Methanol slurry technology for lignite utilization.Google Scholar
  10. Oil Gas J. 1983 ,4. Juli, S.55. Crude, Coal slurry line seen feasible. In Canada hat man festgestellt, daß man in Rohölpipelines auch Kohle-Was-ser-Slurry transportieren kann. Besser geeignet ist aber für diese Zwecke der Methanol-Slurry-Transport, weil man den Slurry gleich als Heizmedium verwenden kann.Google Scholar
  11. European Chem. News 1982 ,20. Sept., S.23-24. Soviet Union plans to become a major force in methanolGoogle Scholar
  12. Die Sowjetunion untersucht die Transportmöglichkeit von Braunkohle aus dem großen Revier von Kansk-Achinsk mit dem Methacoal-Prozeß. Die Kohle enthält wie üblich 50 % Wasser. Ein Methanol-Braunkohlen-Slurry (es sollen anfänglich 60 Mio jato sein), soll nach Westeuropa transportiert werden und entsprechende Firmen von dort werden eingeladen, ihre Erfahrungen zur Verfügung zu stellen. Chem. Ing. Techn. 55 (2), A34 (1983), Hydraulicher Kohletransport mit MethanolGoogle Scholar

Flüssiges C. 2 als Transportmittel für Kohle

  1. 2.4.
    Swink, M.N. (Arco): Oil Gas Journal 1982 vom 26. April, S. 117. CO2 pipeline design detailedGoogle Scholar
  2. Anonym: Oil Gas Journal 1982 ,vom 28. Juni, S.44. Liquid CO2 slurry pilot due Starts upGoogle Scholar
  3. Chem. Eng. News vom 12. Oktober 1981, S. 35, Ref. Chem. Ztg. 106 (6), 258 [1982]Google Scholar
  4. Chem. Eng. 1981 vom 13. Juli, S. 49-50. Liquid CO2/coal slurry pipeline will be studiedGoogle Scholar
  5. Chem. Eng. 1981 ,vom 29. Juni, S. 17. Coal slurry technology the uses liquid CO2 is getting a boostGoogle Scholar
  6. Worthy, W.: Chem. Eng. News 1981 vom 12. Oktober, S. 35–37. Liquid CO2/coal slurry proped for pipelines (Mit flow-sheet!)Google Scholar
  7. Chem. Ing. Techn. 1981 (12), A-778. Aktuelle Nachrichten Transport von Kohle mit flüssigem CO2Google Scholar
  8. Chem. Ztg. 106 (6), 258 (1982). Flüssiges CO2 als Trägermedium für den Transport von Kohle in PipelinesGoogle Scholar
  9. Oil Gas J. 1982 ,28. Juni, S.44. Liquid CO2 slurry pilot due Start upGoogle Scholar
  10. Santhanam, Ch.J.: Chem. Engng. 1983,11. Juli, S.50-51. Liquid CO2 based slurry transport is one the moveGoogle Scholar
  11. Oil Gas J. 1984 ,23. Januar, S.30. Coal/liquid CO2-slurry pipeline under studyGoogle Scholar
  12. Die folgenden Literaturzitate geben einen Einblick in die Interessen, die in den USA für und wider bezüglich der Einführung von Kohle-Pipelines aufeinanderstoßen und zeigen, wie weit die Lösung der Transportprobleme bereits gediehen istGoogle Scholar
  13. J.G.Montfort, Oil Gas J. 1981 ,27. Juli, S. 192–200. Operating experience is described for Black-Mesa Coal-Slurry pipelineGoogle Scholar
  14. Eine eingehende Beschreibung der Black-Mesapipeline, die seit 1970 32 Mio t Kohle mit größter Zuverlässigkeit beförderte.Google Scholar
  15. Oil Gas J. 79 (17), 118 (1981). Continental proposes coal-slurry lineGoogle Scholar
  16. Oil Gas J. 1981,11.Mai. S.88. ETSI (Energy Transportion System Inc.). Building coal-slurry demonstration plantGoogle Scholar
  17. Chem. Week 1982 ,28. Juli, S.44. Congress takes up coal-slurry pipelineGoogle Scholar
  18. Chem. Week 1982 ,18. Aug., S. 15. Congress may soon give coal slurry a pushGoogle Scholar
  19. Chem. Eng. 1983 ,31. Oktober, S. 11-12. A commercial-scale coal-water slurry (CWS) plant will be built in SwedenGoogle Scholar
  20. Basta, N.: Chem. Eng. 1983 ,27. Juni, S. 14–16. Coal-water-slurries: A Step away from success? (CWS-how theyre made and what problems remain)Google Scholar
  21. Hagar, R., Hart, P.: Oil Gas J. 1983 ,22. Aug., S.57-62. Railroad Opposition, coal market slump stall U.S. slurry pipelinesGoogle Scholar
  22. Kennedy, J.L.: Oil Gas J. 1983 ,8. Aug., S.37. The slump-proof marketGoogle Scholar
  23. Oil Gas J. 1983 ,8. Aug. S.39. Blocks to pipeline movement of crude and coal penalize security consumersGoogle Scholar
  24. Oil Gas J. 1983 ,l.Aug. S.50 Coal-slurry proposals retreat, advance Die Eisenbahnen sind gegen Kohle-pipelines, es sei denn, sie können sich an dem Geschäft beteiligen.Google Scholar
  25. Oil Gas J. 1983,19. Sept., S.80. Slurry line scraps plan to ship salt water as a commodityGoogle Scholar
  26. Oil Gas J. 1983 ,3. Oktober, S.60. House kills coal-slurry pipeline billGoogle Scholar
  27. Shvartsburd, W.: Oil Gas J. 1983 ,7. Nov., S. 91-95. Here are important criteria for designing coal-slurry pipelinesGoogle Scholar
  28. Oil Gas J. 1983 ,7. Nov., S.77. Coal-water-slurry seen Substitute for oil under boilersGoogle Scholar
  29. Hydrocarbon Processing 1983 ,Mai, S.40. Coal-slurry pipeline goes to Bechtel Der Bau einer 1400 Meilen langen slurry-pipeline mit einer Kapazität von 30 Mio t soll 1984 begonnen und 1986 beendet werden.Google Scholar
  30. Hydrocarbon Processing 1984 ,März, S.41. Demonstration plant to use coal-water-mixture In Italien soll eine pipeline für den Transport von 100000 t eines Kohle-Wassergemisches mit einem Kohlegehalt von 75 % im Slurry erstellt werden.Google Scholar
  31. Oil Gas J. 1983 ,14. März, S.48. Familian battle lines drawn on coal-slurry billGoogle Scholar
  32. Process Engineering 1983 ,Januar, S.5. Slurry Substitute for heavy fuel oilGoogle Scholar
  33. Chem. Eng. News 1983 ,28. Februar, S. 38. Coal-water-slurry combustion to be studiedGoogle Scholar
  34. Chem. Eng. 1983 ,21. Februar, S. 12. The push for coal-slurry pipeline legislation begins againGoogle Scholar
  35. Oil Gas J. 1982 ,6. Sept., S. 51. Slurry line bills face good chance Short timeGoogle Scholar
  36. Oil Gas J. 1983 ,7. Febr., S.32. Proponents see passage of coal-slurry line billGoogle Scholar
  37. Oil Gas J. 1983 ,28.Febr., S.64. Conoco: Abrasion problem solved in coal slurryGoogle Scholar
  38. Oil Gas J. 1984 ,23.Jan., S.25-30, besonders S.27. U.S. Coal-slurry lines on hold by lack of action in congressGoogle Scholar
  39. Oil Gas J. 1984 ,11. Juni, S. 58-59. UdSSR plans coal-slurry pipelinesGoogle Scholar
  40. Hydrocarbon Processing 1984 ,18. Juli, S. 97. Coal/water fuel slurry to be expandedGoogle Scholar
  41. VDI-Nachrichten 38 (16), 17 (1984), vgl. Chem. Labor Betrieb 35 (7), 352 (1984). Fließfähige Kohle (Densecoal) Ein Kohle-Wassergemisch mit 0,5-1 Vol.-% eines nicht genannten Additives (möglicherweise ein Tensid), kann wie Öl gehandhabt werden. Es läßt sich ohne Entwässerung zum Heizen von Zementöfen, in Metallhütten, Kraftwerken etc. vefwenden. Die für Öl geschaffenen Transportanlagen-und Umschlageinrichtungen können weitgehend übernommen werden. Heizöltanks benötigen keine Rührwerke (Salzgitter Industriebau).Google Scholar
  42. Chemtech 1984 ,Juni, S. 325-326. Slurry Pipelines, vgl. J. Pipelines 1981 (3),1-11Google Scholar
  43. Chem. Week 1984 ,8. Aug., S.9. A coal slurry pipeline project bites the dust Ein Projekt der ETSI (Energy Transportion Systems Inc.) wurde von der Burlington Northern Eisenbahngesellschaft zu Fall gebracht.Google Scholar
  44. Basta, N. Mark D’Anastasio: Chem. Eng. 1984 ,17. Sept., S. 22–25. The pulse quickens for coal-slurry projectsGoogle Scholar
  45. 2.5.
    Minkkinen, A.: Hydrocarbon Processing 1981 ,April, S. 119-122. Make the best of associated gasGoogle Scholar
  46. Stratton, A. et al.: CEER (Chem. Econ. Eng. Rev.) 15 (9)1-1 (1983). Methanol production from natural gasGoogle Scholar
  47. Stratton, A., Hemming D. F., Teper, M.: Report 1982 EAS/E4/82 oder IEA/ CREAS-84/02, 64 Seiten, vgl. CA. 100 ,141 949m (1984). Methanolproduction from natural gas or coal 2.6. Supp, E.: Hydrocarbon Processing 1984 ,Juli, S.34e-34j. Convert methanol economicallyGoogle Scholar
  48. Hilsebein, W., Supp, E.: VI. International Symposium on Alcohol Fuels Technology, 21.-25.Mai, 1984 Ottawa (Canada), Vol.II, C-13, S.2-140 bis2-146. Technical improvements and development in methanol production and conversion tech-nologyGoogle Scholar
  49. Haggin, J.: Chem. Eng. News 16. Juli, S. 31-35 (1984). World methanol Situation poses challenge in process designGoogle Scholar
  50. Körber, G.: Technik heute 1983 (5), 22-27. Flüssiges Erdgas (LNG), ein unverzichtbarer EnergieträgerGoogle Scholar
  51. Peebles, M.W.H. (Shell International): Welterdölkongreß London 1983, RTD 9 (4),1-11. World natural gas supply and demand considerationGoogle Scholar
  52. Hydrocarbon Processing 1983 ,Nov., S. 111-113. Methanolsynthesen der Firmen Haldor Topsoe, Imperial Chemical Industrie und Lurgi auf Erdgasbasis.Google Scholar
  53. Oil Gas J. 1983 ,6.Juni, S.44–45. GAO (General Accounting Office): Europe has no alternative to SowjetgasGoogle Scholar
  54. Chem. Eng. News 1983 ,4. April, S. 16-17. Gas price to alter methanol, ammonia usesGoogle Scholar
  55. Chem. Eng. News 1984 ,30. April, S. 10-12. Shortage of natural gas forecast for mid-1980’s (gilt für die USA)Google Scholar
  56. Chem. Eng. News 1981 ,22. Juni, S.8. Peat gasification key to new methanol plantGoogle Scholar
  57. Chem. Eng. News 1982 ,15.Februar, S. 33-34. Peat gasification tests look promising IGT (Institute of Gas Technology) hat eine 50 tato Torf-Vergasungsanlage in Betrieb, in der Torf mit 25 % Wasser ohne Probleme bei 830 °C verarbeitet wird.Torf hat 75 % Wasser, das früher auf 10 % verringert werden mußte. Heute kann Torf bereits mit 50 % Wassergehalt verarbeitet werden.Google Scholar
  58. Chem. Eng. News 1983,18.April, S.21. Synfuels corporation signs first agreement Es handelt sich um eine Methanolfabrik auf Basis Torf in Nord-Carolina mit einer Kapazität von 4600 Barrell/d = 550 tato etwa 200000 jato. Ein Dutzend solcher Projekte sollen gebaut werden mit Kosten von insgesamt etwa 13 Mia $.Google Scholar
  59. Oelert, H.H., Dhinh-Van, T., Son, N.N.: Chem. Ing. Techn. 49 (11), 913 (1977). Verflüssigung von TorfGoogle Scholar
  60. Punwani, D. V., Rader, A.M.: Hydrocarbon Processing 1978 ,April, 107-113. Gas from peat -A good source of heatGoogle Scholar
  61. Rader, A.M.: Ind. Engng. Chem. Prod. Res. Dev. 18 (4), 291–296 (1979). Synthetic Natural Gas from PeatGoogle Scholar
  62. Morita, H.: J.Chem. Education 1980 ,57 (10), 695-96. Peat its organic chemistryGoogle Scholar
  63. Chem. Eng. 1981 ,(13), 17 vom 29. Juni. Plans for the worlds first large-scale peat to methanol plant was unveiledGoogle Scholar
  64. Chem. Eng. 1981 vom 29. Januar, S. 17. Peat Methanol Associates erzeugen 1984 Methanol aus TorfGoogle Scholar
  65. 2.8.
    Tippmer, K.: Erdöl und Kohle 32 (6), 263–269 (1979). Synthesegase durch autotherme partielle Oxidation von Kohlen und RückstandsölenGoogle Scholar
  66. Czytko, M. P., Gaupp, K., Müller R.: Hydrocarbon Processing 1983 ,Sept., S. 115-119. Syngas from heavier residueGoogle Scholar
  67. Supp. E.: Ulimanns Enzyclopädie der technischen Chemie. 4th Ed., Vol. 14 ,S.393. Verlag Chemie, Weinheim 1977. Gaserzeugung aus Schweröl.Google Scholar

Buchveröffentlichungen

  1. 2.9. I.
    Chereminisoff, P.N., Moresi, A.C.: Chemicals from solid wastes. Marcell Dekker, New York, 1976Google Scholar
  2. II.
    Wickson E. J. (Editor): Monohydric alcohols manufacture applications and chemistry Based on a Symposium sponsored by the Division of industrial and engineering chemistry at the 179th meeting of the American Chemical Society, Houston/Texas, 25.-26. März 1980, ACS Symposium Series 159. Brecheret, V.jr., Ayres Zago, A. J.: TTO. Methanol from wood in Brasil, S. 31–45 (10 Zitate)Google Scholar
  3. III.
    Voss, G.D.: Wood combustion in “Industrial wood energy conversion in Fuels and energy from renewable resources”. Editor: D.A.Tillmann et al., Academic Press 1981 Google Scholar
  4. IV.
    Tillmann, D. A., Rossi, A. J., Kitto, W. D.: Wood combustion, principles processes and economics Envirosphere Company Washington 1981 ,224 SeitenGoogle Scholar
  5. V.
    Energy from forest biomass. Edited by R.Smith, Univers, of Washington, Seattle 1983 ,304 SeitenGoogle Scholar
  6. Rohrmann, C.A., Mudge, L.K., Hammond, V.L.: Methanol from forestry municipal and agricultural organic residues. Batteile Pacific N. W. Labs, BNWL-Google Scholar
  7. SA-5053 vom 26. Juli 1974. Engineering Foundation Conference on “Methanol Fuel”, New England, College Henniker N.H., 7.-21. Juli 1974Google Scholar
  8. Sheehan, R.G., (Dept. Lighting City of Seattle): Methanol from solide waste its local and national signiflcance 1974, Foundation Conf. “Methanol as a alternative fuel”, Henniker N.H., 10. Juli 1974, 21 SeitenGoogle Scholar

Zeitschriften und Berichte

  1. Hsu, Y. Y. (Nasa Cleveland Ohio): Clean fuels from biomass. NTIS Nr. 74-19 706/2 WE, 1974 ,23 SeitenGoogle Scholar
  2. Chem. Eng. 81 (18), 55 (1974), 14. Oktober. Methanol from solid waste looks promisingGoogle Scholar
  3. Monks, R.A.G.: Maine Methanol. Collecting working papers on the production of synthetic fuel from wood. Office of Energy Resources State of Maine, vom 31.März 1975Google Scholar
  4. Reed, T.B.: Biomass energy reflneries for production of fuel and fertilizer 8th Cellulose Conf. TAPPI and SUNY syracuse, N. Y., 20.-22. Mai 1975Google Scholar
  5. Hokanson, A.E., Katzen, R.: Chemicals from wood waste, Report for the U.S. Forest Products Laboratory, 24. Dezember 1975, NTIS PB-262.489Google Scholar
  6. Chem. Eng. 82 (19), 75 (1975) vom 15. September. Chemicals from wood: a growing but knotty futureGoogle Scholar
  7. Inman, R.E., Alich J.A. jr.: Stanford Research Institute. An evaluation of the use of agriculture residues as an energy feedstock. NSF AER 74-18615 AO 3, Juli 1976Google Scholar
  8. ERDA, EPA, DOA, FEA, Proceedings Conf. on Capturing the sun through bioconversion Session on methanol production, 12. März 1976Google Scholar
  9. Reed, T. B.: Net efficiencies of methanol production from gas, coal, waste or wood, Symposium of Net Energetics of Integrated synfuel Systems 171th Natl Mfg. Am. Chem. Soc. Div. Fuel Chem., New York, Vol. 21 (2), Paper Nr. 16, 4.-6. April 1976.Google Scholar
  10. Canad. Chem. Process 1977, 61 (6), 40-42; CA. 87 ,133 791b (1977). Methanol from wood looks promisingGoogle Scholar
  11. Hokanson, A.E., Katzen, R.: Chem. Eng. Progress (CEP) 1979 ,Januar, S.67-71. Chemicals from wood wasteGoogle Scholar
  12. European Chem. News 1978 ,15. Dezember, S.22. Wood suggested as alternative chemical feedstockGoogle Scholar
  13. Berry, R.I.: Chem. Engng. 1980 ,21. April, S. 73–76. An ancient fuel provides energy for modern timesGoogle Scholar
  14. Keller, J.: 1980 UHDE Symposium, Stockholm. Conceptual design of methanol plants based on coal, peat and woodGoogle Scholar
  15. Kohan, St.M.: Chem. Week 1981 ,Sept., S.54-55, Proceedings alcohol fuels technology, Paper II-41 (1979), Publ. 1980,1-2. Production of methanol from wood. Eine eingehende Darstellung der Technologie und der Wirtschaftlichkeit der Produktion von Methanol auf Holzbasis. Vergleiche mit der Methanolsynthese auf Kohlebasis und auf Basis von Müll werden angestellt. Holz wird vorgetrocknet und etwa auf die Größe zermalen, wie sie für die Vergasung im Winkler-Generator vorgesehen ist und mit Sauerstoff und Wasserdampf bei 1000 °C umgesetzt. Wegen des geringen Schwefelgehaltes wird das Gas mit dem Stret-ford-Prozeß entschwefelt. Die letzten Schwefelanteile werden bei 400 °C mit Zinkoxid entfernt. Anschließend werden CO2 und Wasser entfernt.Google Scholar
  16. Baron, G, Eichelsbacher, M., Hafke, C: Erdöl und Kohle 34 (7), 288–295 (1981).Google Scholar
  17. Möglichkeiten der Umwandlung fester Brennstoffe -(Lurgi) Holz ist der einzige regenerierbare feste Brennstoff. Bei ha-Erträgen von 10 XI Jahr könnte über den Weg der Vergasung Methanol zu konkurrenzfähigen Preisen hergestellt werden. Holz hat die höchsten H/C-Verhältnisse, einen hohen Wassergehalt, sehr geringe Anteile an S + N-Verbindungen und Asche, und ist ein idealer BrennstoffGoogle Scholar
  18. Silke McQueen: Chem. Eng. 1982 ,29.Nov., S.22-24. European congress reviews biomass plansGoogle Scholar
  19. European Chem. News 1982 ,24. Mai, S.22. UK wood gasification project under way 121t Biomasse/Tag sollen in etwa 201 Synthesegas, das für die Methanolsynthese bzw. für die Feuerung von Gasturbinen geeignet ist, überfuhrt werden. Ein Zweistufenprozeß nach Wellmann Engineering mit Wirbelbett-Anordnung wird eingeführt.Google Scholar
  20. Chem. Ing. Techn. 54 (11), A776 (1982). HolzvergasungGoogle Scholar
  21. Brown, J., Wellmann, J.H.: European Chem. News 38 (1033), S.22 (1982)Google Scholar
  22. Chem. Eng. 1982 ,22.März, S.19. 2 französische Holzvergasungsprozesse machen ständige Fortschritte. Ein Prozeß erzeugt Medium BTU-Gas, ein Gas das etwa dem Synthesegas entsprichtGoogle Scholar
  23. Chem. Ing. Techn. 54 (11), A776 (1982). Fließbett-Vergasung von 121 Holz/Tag zu 201 Synthesegas durch die Firma Brown und Wellmann Engineering, vgl. auch Europ. Chem. News 38 (1033), S.22 (1982). Synthesegas für die MethanolherstellungGoogle Scholar
  24. Mayur, R. VDI-Nachr. 38 (38), 25 (1984) vgl. CLB (Chemie für Labor und Betrieb) 36 (5), 234 (1985)Google Scholar
  25. Black, J., Weedlock, J.C.: Hydrocarbon Processing 1982 ,Juni, S. 89-92. Synfuels from biomass grow slowly. Für die Methanolsynthese wird in Canada Sägemehl mit Sauerstoff und Wasserdampf in der Wirbelschicht bei 17 bar umgesetzt und ein Gas folgender Zusammensetzung erhalten: 45,2 % CO; 21,4 % H2; 17,9 % CO2; 14,8 % CnHm; 0,9 % N2. Das Gas kann als Heizgas oder nach Konvertierung und Reinigung in eine Methanolsynthese eingesetzt werden. Eine 120 tato Demonstrationsanlage ist im Bau. Der thermische Wirkungsgrad wird mit 64 % angegeben.Google Scholar
  26. Haggin, J.: Chem. Eng. News 1982 ,12. Juli, S. 24-25. Methanol from biomass draws closer to market Die erste großtechnische Methanolsynthese mit etwa 900 tato (300 000 jato) soll in New England auf Basis von 3 500 tato Grünholzschnitzel gebaut werden.Die Vergasung soll nach dem Texaco-Hochdruck-Verfahren geschehen. Der thermische Wirkungsgrad wird mit etwa 55 % angegeben.Google Scholar
  27. Chem. Eng. News 1982 ,22.März, S. 17. Oil equivalent to Nr. 6 fuel has been produced from wood chips Die Universität of California in Lawrence Berkeley hat Chips von der Douglas Tanne bei 180 °C in 0,07% Schwefelsäure in einen pumpbaren Slurry überführt, der dann bei 280 bar und 350 °C mit CO + H210-30 Minuten behandelt wird. Bessere Resultate erhält man mit Wasserstoff, weil eine Konvertierung vermieden wird. Aus 11 trockenen Woodchips (Holzschnitzel) erhält man so ein Barrel (~ 160 Liter) eines Öls, das als Heizöl verwendet werden kann.Google Scholar
  28. Chem. Eng. 1982 ,22.März, S. 19. Two French wood gasification process are making steady headwayGoogle Scholar
  29. Chem. Eng. 1982 ,29. Nov., S.9. Biomass-to-methanol gasifier moves toward the market placeGoogle Scholar
  30. Kaplan, L.J.: Chem. Eng. 1982 ,25. Januar, S.45. Der Autor ist der Meinung, daß Cellulose, Forstabfälle, Baumernten, Agrikulturabfälle, den höchsten Energiewirkungsgrad haben, wenn sie in Methanol überfuhrt werden.Google Scholar
  31. 2.10.
    Römer R., Lauer H. (BASF): Chem. Ing. Techn. 1983 ,Juli, S. 568-569, Wärmegewinnung aus der Klärschlammverbrennung in Kraftwerken Es findet eine gemeinsame Verbrennung von Klärschlamm und Braunkohle statt.Google Scholar
  32. Kastner, B.: Chem. Ing. Techn. 55 (5), 353-358 (1983). Entwicklung in der Technologie zur Herstellung von Brennstoffen aus kommunalen Abfällen. Herstellung von “BRAM” -Brennstoff aus Müll.Google Scholar
  33. Labrecque, R. et al: Ind. Eng. Chem. Prod. Res. Dev. 1984, 23 ,177–182. Supercritical gas extraction of wood with methanolGoogle Scholar
  34. Chem. Ing. Techn. 55 (5), 415-416 (1983). Das Carbosed-Verfahren zur Nutzung der Verbrennungswärme von Klärschlamm (BASF)Google Scholar
  35. Chem. Eng. News 1980 vom 25. Febr., S.28. Coal biomass gasifier lab tests are a success. New York City verbrennt täglich 7000 t Kohle, 5 500 t Stadtmüll und 500 t trockenen Schlamm aus der Abwasser-Reinigung, zur Erzeugung elektrischer Energie.Google Scholar
  36. 2.11.
    Lepowski, L.: Chem. Eng. News 1977 vom 17. Oktober, S. 26-30. Carbon dioxide: A problem of producing usable data Es wird das Problem des “green hause effects” angesprochen, der durch Erhöhung der CO2-Konzentration in der Luft eintreten soll.Google Scholar
  37. Wittwer, S.: New Scientist 85 ,317 (1980), vgl. auch Chemie für Labor und Betrieb 31 ,246 (1980). Bessere Ernten durch mehr CO2 1860aren in der Luft 290 ppm CO2, die bis 1948 auf 335 ppm anstiegen. Von da an rechnet man mit einer jährlichen Steigerung um 1,5 ppm. Ein Anstieg von 335 auf 400 ppm müßte die Photosyntheserate um 20% steigen lassen. Laut Jacoby: Technik für Bauern und Gärtner 1950, Heft 2, S.71, kann man bereits bei Erhöhung der CO2-Konzentration in der Luft von 0,033 % auf 1 % in mit CO2 begasten Gewächshäusern die Ernteergebnisse auf das 3fache, bei Schmetterlingsblütlern sogar auf das 5 bis 6fache steigern.Google Scholar
  38. Krieger, J.H.: Chem. Eng. News 1981 ,26.Jan., S.34. Scientists grapple with CO2 problem.Google Scholar
  39. Anonym: Chem. Eng. News 1981, 2. März, S. 26-27. Goals for atmospheric CO2-research outlinedGoogle Scholar
  40. Meissner R. E.: Hydrocarbon Processing 1980 ,April, S. 113-116. Die Reinigung von CO2 verschiedener HerkunftGoogle Scholar
  41. Krieger, J.H.: Chem. Eng. News 1983 ,30. Okt., S.22-23. Study Stresses flexibililty on CO2/Climate issueGoogle Scholar
  42. Nachr. Chem. Techn. Lab. 32 (4), 305 (1984). Das CO2-Klima-ProblemGoogle Scholar
  43. Haldor Topsøe Inc’s (Pasadena). New route to methanol (CDH-Prozeß)Google Scholar
  44. Chem. Eng. 1980 ,11. Februar, S.49 (Chementator). Die Methanolsynthese aus Abgas-Kohlensäure und Wasserstoff aus Raffineriegasen oder aus der Alkali-Chlor-Industrie etc. wird bei einem Druck von 120 bar und 280 °C über einen werkseigenen Katalysator ausgeführt. Es entstehen extrem wenig Nebenprodukte. Für lt Methanol benötigt man 2 409 Nm3 Kohlensäure (99 %), 937 kWh elektrische Energie, 192 m3 Kühlwasser (30-40 °C) und 1776 kg Dampf von 3 bar.Google Scholar
  45. Denise, B., Sneeden, R.P.A.: Chemtech 1982 ,S.108-112. Hydrogenate CO2Google Scholar
  46. Woodwell, G.M., Pecan, E.V.: Carbon and the biosphere. Brookhaven National Lab. A.E.C., 24th Brookhaven Symposium in Biology Upton N.Y., 16.-18. Mai 1972 ,Conf-720510Google Scholar
  47. Holländer, J.M., Simmons, M.: Annual Review of Engergy, Vol.I, 1976, Annual Reviews Inc.Google Scholar
  48. Williams, K. R., van Lookeren, N.: Am. Chem. Soc. Div. of Fuel Chem., 163 Natl. Meeting, Boston/Mass., 10.-14. April 1972,16 (4), 17-27 (1972). Synthetic fuels from atmospheric CO2 In dieser Arbeit werden die Probleme erörtert, die bei der Synthese von flüssigen Brennstoffen auf Basis von atmosphärischem C02, Wasser und Kernenergie auftreten. Das bisherige Schema, nämlich die Kohlensäure aus Kalkstein durch Kalzinierung herzustellen und das Karbonat durch Bewitterung mit Luft CO2 zu regenerieren, wird den Betrachtungen zugrunde gelegt. Es ergibt sich dabei, daß die Umwandlung von elektrischer in chemische Energie etwa 33 % beträgt. Die Kapitalinvestition für Methanol oder Benzin ist einigemale höher als in Raffinerien. Die fossilen Brennstoffe werden für lange Zeit die attraktiveren Kraftstoffe sein. Letztlich aber wird es unumgänglich sein, Kraftstoffe, und insbesondere organische Großprodukte, auf Basis von atmospheri-schem CO2 herzustellen.)Google Scholar
  49. Gombery, H. J.: DOS 2.507.407 vom 18. Dezember 1975; CA. 84 ,104973v 1976. Apparatus and method for preparing methanol Kalziumkarbonat wird zu CaO + CO2 pyrolysiert. Das C02 wird durch Bestrahlung in CO +1/2 O2 gespalten. Ein Teil des CO wird konvertiert und der Wasserstoff mit CO in Methanol überführt.Google Scholar
  50. Steinberg, M., Beller, M., Powell, J.P.: A survey of of application of fusion power technology to the chemical and material processing industry. Brookhaven National Lab. Dept. Applied Science Informal Report BNL 18 866, Mai 1974, 96 Seiten Die theoretische Energie, die nötig ist, um aus atmosphärischem C02 bei 1 bar, 100 % CO2 zu isolieren, beträgt 448 kJ/kg bzw. 107 kcal/kg. Im Vergleich hierzu benötigt man für die Isolierung von 1 Mol Sauerstoff aus der Luft 3,8 kJ.Google Scholar
  51. Steinberg, M., Dang, V. D.: Use of controlled thermonuclear reactor fusion power for the production of synthetic methanol fuel from air and water. Brook-I haven National Lab. BNL 20016, April 1975Google Scholar
  52. ; Martin, K.: Chem. Ing. Techn. 46 (23), 993 (1974). Absorption von CO2 an Molekularsieben (Synopse) An Molekularsieben 5A, wurden Versuche mit 0,5-1,5 Vol.-% CO2 in Luft ausgeführt.Google Scholar
  53. Steinberg, M., Dang, V. D.: The production of synthetic methanol fuel using controlled thermonuclear fusion power air and water. Trans. Am. Nucl. Soc. Vol. 21 ,39-40, Am. Mtgs. 9.-13. Juni 1975 Google Scholar
  54. Baron, S., Steinberg, M. (Brookhaven National Lab.): Economics of the production of liquid fuel and fertilizer by the fixation of atmospheric carbon and ni-trogen using nuclear powerGoogle Scholar
  55. BNL-20273, Januar 1975 (21 Seiten), Conf. 250 812-12, l0th Intersoc. Energy Conf., Eng. Conf. Newark Del., Paper Nr. 759126 vom 17. August 1975, S. 842-848Google Scholar
  56. Steinberg, M.: A note on the signiflcance of synthetic fuels and the role of nuclear energy as a source of supply. Brookhaven National Lab., Informal Report BNL 20398, 1975Google Scholar
  57. Steinberg, M. Baron, S.: Synthetic carboneous fuel and feedstock using nuclear power air and water. Brookhaven National Lab., Nr. BNL 21011, Januar 1976. Ist. World Hydrogen Energy Conf., Miami Beach Fla. 1.-3. März 1976.Google Scholar
  58. Probald, F.: Termeszet 110 (5), 212–215 (1979), (Ungarisch) CA. 91 ,143305t (1979). Carbon dioxide turnover of the atmosphereGoogle Scholar
  59. Erdöl und Kohle 33 (10), 451 (1980). Vielseitige Einsatzmöglichkeiten von KohlendioxidGoogle Scholar
  60. Bei höheren Drücken ist CO2 im Erdöl und dessen Fraktionen sehr gut löslich.Das Öl kann je nach Druck bis zu 50 % an Volumen zunehmen. Die Viscosität steigt dann bis um das Zehnfache an.Google Scholar
  61. Govaarts, J. H., Schütte, C. W.: 8th World Energy Conference, Bukarest,28. Juni -2. Juli 1971 ,Paper 3.3-187Google Scholar
  62. Die ungefähren Kosten für eine Methanolanlage mit einer Kapazität von 16000 tato bzw. 5,3 Mio jato (333 Tage), auf Basis von CO2 aus Kalkstein wurde für Preise von 1971 zu 90 $/t bzw. 36 ¢/Gallone berechnet. Für 1t Produkt für die FT-Synthese wurde 45 ¢/Gallone (3,781) und für Benzin aus Rohöl 9 ¢/Gallone ausgerechnet. Der Wasserstoff stammte aus der Elektrolyse. Das Kapitalinvestment betrug 650 Mia $. Der thermische Wirkungsgrad errechnete sich zu 34 %.Google Scholar
  63. Hydrocarbon Processing 1982 ,Mai, S. 19. Fusion energy can produce hydrogen for synfuels say nuclear authority Das Problem der Gewinnung von Kohlensäure aus der Atmosphäre spielt trotz der noch genügend vorhandenen fossilen Kohlenstoffquellen eine Rolle. Aus Wasserstoff auf Basis Kernenergie und Kohle wird man zukünftig Benzine, Gasöl, Heizöl, Düsenkraftstoffe und Methan herstellen können. Der Kohleverbrauch wird dabei relativ niedriger werden, weil der bisher für die Wasserstoffherstellung nötige Anteil wegfällt. Das geeignetste Verfahren wird die Hochtemperatur-Elektrolyse von Wasserdampf bei 1400 °C sein.Google Scholar
  64. Steinberg, M.: Vortragsreferat der 182. Tagung der American Chemical Society vom 23.-28. August 1981, vgl. Erdöl und Kohle 35 (1), 39 (1982)Google Scholar

Literatur über Technologien zur Rückgewinnung und Lagerung von Kohlendioxid

  1. Process Sciences Division Dept. of Energy and Environment, Brookhaven Natl. Lab. Upton, New York 11973 Jährlich werden auf der Erde 5 • 109t Kohlenstoff als CO2 emittiert. Man erwartet, daß die CO2-Konzentration in den kommenden 100 Jahren auf Werte ansteigt, die 2-5mal höher liegen als zu Beginn des industriellen Zeitalters. Als Folge könnte eine Erwärmung der Atmosphäre durch Absorption von reflektierten IR-Strahlungen auftreten. Mehrere Fälle der CO2-Gewinnung aus Kraftwerksgasen mit Abfuhr in tiefe Meeresschichten werden näher durchgerechnet.Google Scholar
  2. Machta, L.: Erdöl und Kohle 35 (1), 38 (1982). CO2 und der Kohlenstoff-Zyklus: Aspekte der AtmosphäreGoogle Scholar
  3. Marland, G., Rotty, R.M.: Erdöl und Kohle 35 (1), 38 (1982), Zukünftige Emissionen aus der Verwendung fossiler Brennstoffe: Auswirkungen auf den CO2-Ge-halt der AtmosphäreGoogle Scholar
  4. Kaplan, L.J.: Chem. Eng. 1982 ,29.Nov., S.30-33. Cost-saving process recovers CO2 from power plant fluegasGoogle Scholar
  5. CHIMIA 37 (4), 141 (1983) Ein Referat über einen Vortrag von Prof. H. Oeschger über die Temperaturzunahme auf der Erde durch Steigerung der CO2-Konzentration in der Luft und eine Stellungnahme eines Wirtschaftlers zu diesen Problemen. Die Reduktion des Öl-und Kohlekonsums wäre die Lösung, die aber nicht durchsetzbar ist.Google Scholar

Allgemeine Literatur zur Kohlevergasung

  1. 2.12.
    Staege, H.: Chem. Eng. 86 (19), 106 [1979] vom 10. September. Neue Kohlevergaser mit doppeltem DurchsatzGoogle Scholar
  2. Baker, CR. (Linde): Hydrocarbon Processing 1981 Juli, S.75-80. Low purity O2 saves energy in coal conversionGoogle Scholar
  3. Mac Nab, J. A.: Chem. Eng. Progress (CEP) 71 (11), 51–58 [1975]. Design and materials requirement for coal gasificationGoogle Scholar
  4. Schilling, H., D., Bonn, B., Kraus, U.: Kohlenvergasung, eine Basisstudie über bestehende Verfahren und neue Entwicklungen. Herausgeber: W. Peters, Rohstoffwirtschaft International, Bd.4, Verlag Glückauf GmbH, Essen 1979Google Scholar
  5. Jüntgen, H. van Heek, K.H.: Kohlevergasung, Grundlagen und technische Anwendung, Verlag Karl Thiemig 1981, MünchenGoogle Scholar
  6. von Gratkowski, H.W.: Erdöl und Kohle, Erdgas-Petrochemie 1974 “Compendium”, Bd.I, S.238, Stand und technische Möglichkeiten der KohlevergasungGoogle Scholar
  7. Franke, F.H.: Chem. Ing. Techn. 50 (12), 917 [1978]. Zum Stand der KohlevergasungGoogle Scholar
  8. Jüntgen, H., van Heek K.H., Klein, J. (Bergbau-Forschung): Chem. Ing. Techn. 46 (22), 937-943 [1974]. Vergasung von Kohlen mit KernreaktorwärmeGoogle Scholar
  9. Hydrocarbon Processing 1982 ,März, S. 97-102, Autothermal coal gasiflcationGoogle Scholar
  10. Process Engineering 1982 März, 27-31. Coal gasification poised for comebackGoogle Scholar
  11. CEP 1982 April, 55-63. The Westinghouse gasification process (fluidized bed)Google Scholar
  12. Cornils, B., Konkol, K., Ruprecht, P., Langhoff, J., Durrfeld, R.: Erdöl und Kohle 35 (6), 304–309 [1982]. Kohlevergasungsverfahren der “Zweiten Generation”Google Scholar
  13. Goeke, E., Schmidt-Traub, H.: Chem. Ind. 34 (6), 401-405 [1982] (Krupp-Koppers). Einflußgrößen für die Wirtschaftlichkeit von KohlevergasungsanlagenGoogle Scholar
  14. Sternberg, V.I. et al: Angew. Chem. 94 (8), 647 [1982]. H2S als Promotor für die CO-KonvertierungGoogle Scholar
  15. Theis, K. A., Nitschke, E.: Hydrocarbon Processing 1982 ,Sept., 233-237 [1982]. Make syngas from ligniteGoogle Scholar
  16. Oil Gas Journal 1982 vom 8. Nov., S. 131. Eine Anlage in Panama soll 1990 aus hoch schwefelhaltiger US Midcontinent Kohle 4 Mio t Methanol produzieren. Kohlebedarf 6,6 Mio t.Google Scholar
  17. Energiepolitik in Nordrhein-Westfalen, Bd. 12, Kohledruckvergasung, vgl. Chem. Ing. Techn. 54 (11), A776 [1982]Google Scholar
  18. Shoou-i Wang: Oil Gas Journal 1982 vom l.Nov., S. 55-62. Careful design consideration can optimize H2/CO production (Air Prod. and Chem. Inc.)Google Scholar
  19. Schwartz, C.W. Rath, L.K., Freier, M.D.: CEP 1982 ,Aprü, S.55-63. Der Westinghouse-VergasungsprozessGoogle Scholar
  20. Conn, A.L.: CEP 1981 ,Mai, S. 11. Conversion of coal to oil and gasGoogle Scholar
  21. Europ. Chem. News 1981 ,25. Mai, S. 14-17. Optimistic view of syngas chemistry given at Platt’s ConferenceGoogle Scholar
  22. Speich, P.: Hydrocarbon Processing 1981 ,Juli, S.171. Lignite process planned in GermanyGoogle Scholar
  23. Peters, W., Schilling, H.D.: Chemie Technik 9 (3), 105–114 [1980]. Technische und wirtschaftliche Perspektiven der Kohleveredlung und VerwendungGoogle Scholar
  24. Erdöl und Kohle 33 (1), 1 [1980]. Shell-Koppers Versuchsanlage zur KohlevergasungGoogle Scholar
  25. Melier, E.: Erdöl und Kohle 33 (9), 441–444 [1980]. Die Renaissance der KohleGoogle Scholar
  26. Tippmer, K.: Erdöl und Kohle 32 (6), 263–269 [1979]. Synthesegas durch autotherme partielle Oxidation von Kohlen und RückstandsölenGoogle Scholar
  27. Verma, A.: Chemtech 1978, Juni, S. 372-381, Oktober, S. 626-638, I. und II. Mitteilung. From coal to gasGoogle Scholar

Literaturzusammenstellung über die Kohlevergasungsprozesse die nicht einzeln behandelt wurden

  1. Das KGN (Kohle-Gas-2Vordrhein GmbH)-Verfahren.Google Scholar
  2. Dorstewitz, U., Kaiman, W.: Vortrag im Haus der Technik, Essen am 27.November 1981, 24 Seiten. Stand der drucklosen KGN-KohlevergasungGoogle Scholar
  3. Schwartz, C.W., Rath, L. K., Freier, M. D.: CEP (Chem. Eng. Progress) 1982 ,April, S. 55-63. The Westinghouse Gasification ProcessGoogle Scholar
  4. Torster, K., Margolis, R. L., Kuhn, A.: CEER (Chem. Econ. Eng. Rev.) 1982 ,März, S.7-11. Implementing Americas First Commercial Synfuel Project (Lummus) (The great plaines coal gasification project)Google Scholar
  5. Firmenschrift: Das Saarberg-Dr. C. Otto Druckvergasungsverfahren von KohleGoogle Scholar
  6. Okamura, S. et al. (Sumitomo): CEER (Chem. Econ. Eng. Rev.) 1983 ,Sept., S. 26-31. Coal Gasification Using Molten Iron BathGoogle Scholar
  7. Kohl, A.L. et al: CEP (Chem. Engng. Progress) 1978 ,August, S. 73-79. The Molten Salt Coal Gasification ProcessGoogle Scholar
  8. Teggers, H. Jüntgen, H.: Stand der Kohlevergasung zur Erzeugung von Brenngas und Synthesegas. Vortrag anläßlich des 50jährigen Jubiläums der Deutschen Gesellschaft für Mineralölwissenschaften und Kohlechemie am 25.November 1983 (19 Vergasungsverfahren werden besprochen)Google Scholar
  9. vgl. Erdöl und Kohle 37 (4), 163-174 (1984)Google Scholar
  10. Chem. Ing. Techn. 53 (11), A-684 (1981). Neue Kohlevergasungstechnologie. KHD-Humboldt Wedag AGGoogle Scholar
  11. Chem. Eng. News 1983 vom 24. Oktober, S. 26-27. Exxon Catalytic Coal Gasification process at Precommercial StageGoogle Scholar
  12. Eickhoff, H.G., Kugeler, K.: Erdöl und Kohle 28 (8), 375-379 (1975). Kohlenwasserstoff-Synthese unter Einsatz von Kohle und nuklearer Prozeßwärme. Erdöl und Kohle, Ergänzungsband, Compendium 80/81, S. 177. Kirchhoff, R. et al. (Bergbauforschung). Betrieb einer halbtechnischen Versuchsanlage zur allothermen Druckvergasung von Kohle mit WasserdampfGoogle Scholar
  13. Burwell, E.L.: CEP (Chem. Eng. Progress) 1984 ,Februar, S.35-38. Potential of Underground Coal GasiflcationGoogle Scholar
  14. Haggin, J.: Chem. Eng. News 1983 ,von 18. Juli, S. 15–18. Key Tests Set for Underground Coal GasiflcationGoogle Scholar
  15. 2.14.
    Hiller, H.: Erdöl und Kohle, Compendium, Bd. I, S.268, 1974/75, Einsatzmöglichkeiten und Entwicklungstendenzen der Lurgi-Druckvergasung in der sich wandelnden EnergiesituationGoogle Scholar
  16. Erdöl und Kohle 32 (12), 539–540 [1979]. Kohledruckvergasungs-Versuchsanlage Ruhr 100Google Scholar
  17. Chemie-Technik 11 (7), 810 [1982]. “Ruhr 100” 3 Jahre in Betrieb. Druck 95 bar (Gemeinschaftsarbeit Ruhrgas, Ruhrkohle und Steag in Dorsten)Google Scholar
  18. Chem. Ing. Techn. 54 (11), A796 [1982]. Lurgi Gaserzeuger mit 5 m Durchmesser. Typ Mark V für Sasol, 28 bar, 68-751, hoch aschehaltige Kohle. Stündliche Rohgaserzeugung 90000-100000m3 Rohgasreinigung: Rectisolanlage. Die tägliche Erzeugung aus diesem Vergaser ist äquivalent mit 500 tVK bzw. 500 t DK und dazu 1000 t NH3 i King, W.E.H.: Fuel 60 ,803 [1981]. BGC-Lurgi-Prozeß der KohlevergasungGoogle Scholar
  19. Pleyer, H. Röbke, G.: Chemie Technik 9 ,8 (1980). Versuchsanlage Ruhr 100 zur Weiterentwicklung der Lurgi-Druck-Vergasung von SteinkohlenGoogle Scholar
  20. I Tart, K. R., Rampling, H. W. A.: Hydrocarbon Processing 1981 ,April,, S. 114-118. Methanation key to SNG success In diesem Artikel ist die Vergasung im Schlackengenerator des BGC-Lurgi-Verfahrens (HCM-Verfahren) beschrieben.Google Scholar
  21. Schad, M.K., Hafke, C: Chem. Eng. Progress (CEP) 1983 ,Mai, S.45-51. Recent developments in coal gasiflcation Die Arbeit gibt einen Überblick über die Bemühungen der Lurgi-Kohle und Mineralöltechnik GmbH, Frankfurt, die Vergaserkapazitäten anzuheben und alle Arten von Kohlen als Ausgangsmaterialien zu verwenden.Google Scholar
  22. Schäfer, W. et al.: Erdöl und Kohle 36 (12), 557-562 (1983). “Ruhr 100”-Neue Ergebnisse von der Weiterentwicklung der Lurgi-DruckvergasungGoogle Scholar
  23. Erdöl-Erdgas-Zeitschrift 99 (11), 352 (1983). Versuche mit “Ruhr 100” beendet.Google Scholar
  24. Aus 23 0651 Kohle wurden 30 Mio m3 Konvertgas hergestellt.Google Scholar
  25. Stölt, E., Schaub, G., Hafke, C.: Erdöl und Kohle 37 (1), 19–23 (1984). Technikumsapparatur zur Charakterisierung von Kohlen für den Einsatz in die Lurgi-Festbett-Druckvergasung.Google Scholar
  26. 2.15.
    Supp, E., Bierbach, H. (Lurgi): Oil Gas Journal 1980 vom 16. Juni, S. 73-81. Methanol form coal uses proven stepsGoogle Scholar
  27. Huibers, D.T.A.: Chem. Eng. News 1981 vom 30.November, S. 32-34. Process utilizes coal-derived alkyphenolsGoogle Scholar
  28. Serrurier, R.: Hydrocarbon Processing 55 (9), 253–257 [1976]. Prospect for marketing coal gasification byproductsGoogle Scholar
  29. Rao, K.V., Skeist, L: Oil Gas Journal 1976 vom 2.Febr., S.90-94. Coal derived chemicals could open new frontiersGoogle Scholar
  30. Theis, K. A., Nitschke, E.: Hydrocarbon Processing 1982 ,September, S. 233-237. Make syngas from ligniteGoogle Scholar
  31. Teggers, H., Theis, K.: Gwf-Gas/Erdgas 123 (7), 297–302 (1982). Kohlevergasung bei Rheinbraun: Hochtemperatur-Winkler (HTW) und hydrierende Kohlevergasung (HKV)Google Scholar
  32. Theis, K. A., Femmer, U.: Braunkohle 1982 ,Heft 4 (April), S. 120-124. Die HTW-Demonstrationsanlage: Synthesegas aus Braunkohle für die ChemieGoogle Scholar
  33. Theis, K.A., Nitschke, E.: Present Status of the Rheinbraun: High-Temperatur-Winkler (HTW) Gasification Process. Executive Coal Gas Conference Europe, Amsterdam 19.-21. Oktober 1982 Google Scholar
  34. Teggers, H., Theis, K. A., Tönnesmann, A., Fabianek G.: Chemie Technik 11 (2), 93–98 (1982). Gegenwärtiger Entwicklungsstand des Rheinbraun-Hochtemperatur-Winkler-VerfahrensGoogle Scholar
  35. Böcker, D., Scharf, H.-J., Nitschke, E.: Methanol aus Braunkohle. Vortragstagung Essen, Haus der Technik, 1983 ,11. NovemberGoogle Scholar
  36. Chem. Tech. (DDR) 34 (11), 598 (1982). BRD-Konzern plant größten Braunkohlebergbau der westlichen Welt Es handelt sich um Hambach I mit 25 km2 mit 2,5 Mia t hochwertiger Braunkohle. Abraum 15 Mia t. Jährliche Fördermenge 50 Mio t.Google Scholar
  37. Erdöl und Kohle 35 (2), 99 (1982). DDR forciert Braunkohleförderung Zur Zeit werden 262 Miot Braunkohle gefördert, 1985 290 Miot und 1990 300 Mio t. 32 Tagebau-Anlagen arbeiten, weitere 50 sollen folgen. Dann Primärenergieverbrauch zu 2/3 gedeckt. Erdöl nur als Chemierohstoff.Google Scholar
  38. Glass, E.C., Freeman, A.L., Wentworth, T.O.: Ind. Eng. Chem. Prod. Res. Dev. 18 (4), 288–291 (1979). Methanol derivation from North Dakota lignite and use as a fuel. lOth Biennial Lignite Symposium, W. R. Kube, Grand Forkes, North Dakota, Mai 1979.Google Scholar
  39. Erdöl und Kohle 35 (4), 199 (1982). Australien: Kohleveredlung mit deutscherGoogle Scholar
  40. Beteiligung Australien soll nach neuesten Zahlen über 230 Miat Steinkohlen-und 150 Mia t Braunkohlenreserven besitzen, wobei der größte Teil leicht abbaubar sei.Google Scholar
  41. Theis, K. A., Nitschke, E.: Executive Coal Gas Conference Europe 82, Amsterdam, 19.-21. Oktober 1982. Present Status of the Rheinbraun High-Tempera-ture-Winkler (HTW)-gasiflcation processGoogle Scholar
  42. Speich, R, Teggers, H.: Erdöl und Kohle 36 (8), 376-381 (1983). Brown coal conversion to solid gaseous and liquid productsGoogle Scholar
  43. Retschke, W., Hildebrand, E.: gwf-gas/Erdgas 125 (8), 342 (1984), Energietechn.33 (4), 123-126 1983. Braunkohle, wichtiger Energieträger in Gegenwart und Zukunft Es wird über Probleme in der DDR berichtet, Braunkohleförderung, BraunkohleverwertungGoogle Scholar
  44. Adlhoch, W., Schrader, L., Schumacher, L: Chem. Ing. Techn. 56 (1), 79 (1984). Theoretische Grundlagen und Ergebnisse des Versuchsbetriebes bei der Entwicklung des Hochtemperatur-Winkler-Verfahrens, vgl. hierzu Chem. Ing. Techn. 55 (5), 415 (1983)Google Scholar
  45. Franke, RH.: Chem. Ing. Techn. 50 (12) 917–923 (1978) Zum Stand der KohlevergasungGoogle Scholar
  46. 2.17.
    Staege, H.: Glückauf 114 (8), 344–349 (1978). Das Koppers-Totzek-Verfahren in der KohlechemieGoogle Scholar
  47. Michaels, HJ., Leonard, H.F.: CEP (Chem. Eng. Progress) 1978 ,Aug., S.85-91. Hydrogen production via KT-gasificationGoogle Scholar
  48. Linke, A., Vogt, E.V.: Chem. Ing. Techn. 52 (9), 742–745 (1980). Die Druckvergasung von Kohle im Flugstrom (entrained bed) nach Shell-KoppersGoogle Scholar
  49. Staege, H.: Hydrocarbon Processing 1982 ,S. 92-96. Entrained-bed-gasiflcation Schmidt-Traub, H., Pohl, Ch.: Chem. Ing. Techn. 55 (11), 850–855 (1983). Entwicklung zur Flugstromvergasung nach dem Koppers-Totzek-und dem Prenflo-Verfahren.Mit dem unter Druck arbeitenden Prenflo KT-Verfahren können auch reaktionsträgere Kohlen verarbeitet werden.Google Scholar
  50. Staege, H.: Methanolsynthesegas aus Kohle mit dem Koppers-Totzek-Flugstrom-Verfahren. Vortrag im Haus der Technik, Essen am 3.Nov. 1983Google Scholar
  51. Staege, H. Die chemische Produktion 1983 ,Oktober, S. 8-14. Kohleveredlung durch KohlevergasungGoogle Scholar
  52. Subklew, G., Franke, F. H.: RWTH-Themen 3/79, Aachen 1979. Die Kohle hat wieder ZukunftGoogle Scholar
  53. Staege, H.: Hydrocarbon Processing 1982 März, S.92. Entrainedbed-gasificationGoogle Scholar
  54. Staege, H.: Chemie Technik 9 (3), 129 [1980]. Energiesysteme bei der Anwendung der Flugstrom-Vergasung von KohleGoogle Scholar
  55. Erdöl und Kohle 35 (12), 549 [1982]. Koppers-Totzek-Anlage für das USAGoogle Scholar
  56. Staatsunternehmen Tennessee Vally-Authority. 8 Koppers-4-Kopf-Vergaser und dann nochmals 8 Koppers-Anlagen gleichen Typs. 16 Vergaser verarbeiten l0000tato schwefelreiche Illionois-6-Kohle oder solche aus Kentucky oder Alabama. Erzeugung 20 Mio m3 Rohgas und 14,6 Mio m3 pro Tag Synthesegas als Heizgas (Medium BTU) bzw. für die MethanolsyntheseGoogle Scholar
  57. Europa-Chemie 1983 (1/2), S. 12. Hochwertiges Synthesegas durch EisenbadGoogle Scholar
  58. Chemie-Technik 1983 ,Januar, S.8. Kohlevergasung im EisenbadGoogle Scholar
  59. Henrich. G. et al.: Chemie-Technik 1984 ,Oktober, S. 45-53. Grundlagen der Kohlevergasung im Eisenbad Vergleiche auch Okamura et al. [2.13]Google Scholar
  60. 2.19.
    Rudolph. H.: CEER (Chem. Econ. Eng. Rev.) 1977 ,Dezember, S.13-21. The art coal gasificationGoogle Scholar
  61. Klusmann, A.: Erdöl-Erdgas-Zeitschrift 1980 ,Dezember, S.428-435. Vergasung und Verflüssigung von SteinkohleGoogle Scholar
  62. Flesch, W.: Erdöl und Kohle 33 (10), 467–475 (1980). 50 Jahre Sauerstoff-VergasungGoogle Scholar
  63. Teggers, H., Jüntgen, H.: Erdöl und Kohle 37 (4), 163–173 (1984). Stand der Kohlevergasung zur Erzeugung von Brenngas und Synthesegas Behandelt werden praktisch alle KohlevergasungsverfahrenGoogle Scholar
  64. Cornils, B. et al: CEER (Chem. Econ. Eng. Rev.) 1980 ,Juni/Juli, S.7-11. Raw materials and energy from coal gasification: Ruhrchemie/Ruhrkohle demonstration plant based on Texas coal gasification processGoogle Scholar
  65. Cornils, B. et al.: Chem. Ing. Techn. 52 (1), 12–19 (1980). Stand der Texaco-Kohlenvergasung in der Ruhrchemie/Ruhrkohle-VarianteGoogle Scholar
  66. Ruprecht, P. et al: Erdöl und Kohle, Ergänzungsband, Compendium 80/81, S. 167-168. Die Texaco-Kohlevergasung in der technischen Version der Ruhrchemie/RuhrkohleGoogle Scholar
  67. Cornils, B. et al: Erdöl und Kohle 35 (6), 304–309 (1982). Kohlevergasungsverfahren der zweiten GenerationGoogle Scholar
  68. Eisenlohr, K. H., Gaensslen, H.: Erdöl und Kohle 33 (5) 201–207 (1980). Motorkraftstoffe aus KohleGoogle Scholar
  69. Cornils, B., Ruprecht, P. et al.: Chem. Technik 9 (3) 115 (1980)Google Scholar

Copyright information

© Springer-Verlag Berlin Heidelberg 1986

Authors and Affiliations

  • Friedrich Asinger
    • 1
  1. 1.Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule AachenAachenGermany

Personalised recommendations