Kohlevergasung

In der industriellen Chemie bezeichnet man als Kohlevergasung _den Prozess der Herstellung von Synthesegas – einem Gemisch, das hauptsächlich aus _{Kohlenmonoxid} ( CO), _Wasserstoff ( H₂ ) , Kohlendioxid ( CO₂ ), Methan ( CH₄ ) und Wasserdampf ( _H₂O ) besteht – aus Kohle und Wasser , Luft und/oder Sauerstoff.

Historisch gesehen wurde Kohle vergast, um Stadtgas zu gewinnen . Stadtgas ist brennbar und wurde vor der großflächigen Erdgasförderung aus Erdölquellen zum Heizen und zur Stadtbeleuchtung genutzt . Die Kohlevergasung könnte schrittweise eingestellt werden, um Klimaneutralität zu erreichen . ^{[ 1 ]} Der Kohleverbrauch, einschließlich der Vergasung, steigt jedoch weltweit weiter an. ^{[ 2 ]}

In der Praxis dienen großtechnische Kohlevergasungsanlagen primär der Stromerzeugung (sowohl in konventionellen Wärmekraftwerken als auch in Brennstoffzellenkraftwerken mit flüssigem Karbonat ) oder der Produktion chemischer Rohstoffe. Der aus der Kohlevergasung gewonnene Wasserstoff kann für verschiedene Zwecke genutzt werden , beispielsweise zur Ammoniakherstellung , zum Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft oder zur Veredelung fossiler Brennstoffe . Die Kohlevergasung wird auch zur Methangewinnung für den Erdgasbedarf eingesetzt. ^{[ 3 ]}

Alternativ kann aus Kohle gewonnenes Synthesegas durch zusätzliche Aufbereitung in Kraftstoffe wie Benzin und Diesel umgewandelt werden , oder in Methanol , das selbst als Kraftstoff oder Kraftstoffzusatz verwendet werden kann oder in Benzin umgewandelt werden kann .

Wird Wasserstoff anstelle von Sauerstoff/Luft verwendet, spricht man von Hydrogasifizierung. ^{[ 4 ] [ 5 ]} Das bei der Kohlevergasung gewonnene Erdgas kann bis zur Verflüssigung abgekühlt und anschließend als Kraftstoff im Verkehrssektor eingesetzt werden. ^{[ 6 ]}

Früher wurde Kohle zu Stadtgas verdampft, das über Pipelines zu den Verbrauchern transportiert und zum Heizen, Kochen und zur Beleuchtung genutzt wurde. Hohe Öl- und Erdgaspreise führten zu einem verstärkten Interesse an Technologien zur Energieumwandlung, wie Vergasung , Methanisierung und Verflüssigung. Die Synthetic Fuels Corporation (SFC) war ein 1980 gegründetes, staatlich finanziertes Unternehmen der USA, das einen Markt für Alternativen zu importierten fossilen Brennstoffen (wie der Kohlevergasung) schaffen sollte. Die SFC wurde 1985 aufgelöst.

Der flämische Wissenschaftler Jan Baptista van Helmont verwendete in seinem Werk „ Ursprünge der Medizin “ ( um 1609 ) den Begriff „Gas“, um seine Entdeckung eines „wilden Geistes“ zu beschreiben, der aus erhitztem Holz und Kohle entwich und sich „kaum vom Chaos der Alten unterschied“. Ähnliche Experimente wurden 1681 von Johann Becker aus München und 1684 von John Clayton aus Wigan , England, durchgeführt . Letzterer nannte ihn „Geist der Kohle“. William Murdoch (später bekannt als Murdock) entdeckte neue Methoden zur Herstellung, Reinigung und Speicherung von Gas. Unter anderem beleuchtete er 1792 sein Haus in Redruth und sein Cottage in Soho, Birmingham , 1797 den Eingang zum Gebäude des Polizeipräsidenten von Manchester , die Außenfassade der Fabrik von Boulton und Watt in Birmingham sowie 1805 eine große Baumwollspinnerei in Salford , Lancashire. ^{[ 7 ]}

Professor Jan Pieter Minckeleers erleuchtete 1783 seinen Hörsaal an der Universität Löwen , und Lord Dundonald erleuchtete 1787 sein Haus in Culross , Schottland. Das Gas wurde in versiegelten Behältern von den örtlichen Teerwerken herbeigeschafft. In Frankreich patentierte Philippe le Bon 1799 ein Gasfeuer und demonstrierte 1801 die Straßenbeleuchtung. Weitere Demonstrationen folgten in Frankreich und den Vereinigten Staaten. Es gilt jedoch allgemein als erwiesen, dass die London and Westminster Gas Light and Coke Company 1812 in der Great Peter Street die erste kommerzielle Gasanlage errichtete und Holzrohre verlegte, um die Westminster Bridge am Silvesterabend 1813 mit Gaslichtern zu beleuchten. 1816 gründeten Rembrandt Peale und vier weitere Personen die Gas Light Company of Baltimore , das erste Gasunternehmen in Amerika, das Stadtgas herstellte. Die erste deutsche Gasanlage wurde 1825 in Hannover gebaut, und bis 1870 gab es in Deutschland 340 Gasanlagen, die Stadtgas aus Kohle, Holz, Torf und anderen Materialien produzierten.

Die Arbeitsbedingungen in den Horseferry Road Works der Gas Light and Coke Company in London in den 1830er Jahren wurden von der französischen Besucherin Flora Tristan in ihrem Werk „Promenades Dans Londres“ beschrieben :

Auf jeder Seite wurden zwei Reihen von Öfen angeheizt; der Anblick ähnelte der Beschreibung von Vulkans Schmiede , nur dass die Zyklopen von einem göttlichen Funken beseelt waren, während die finsteren Diener der englischen Öfen freudlos, stumm und wie betäubt wirkten. … Der Vorarbeiter erzählte mir, dass die Heizer aus den Stärksten ausgewählt wurden, aber dass sie dennoch alle nach sieben oder acht Jahren harter Arbeit an Tuberkulose erkrankten und an Lungentuberkulose starben. Das erklärte die Traurigkeit und Apathie in den Gesichtern und jeder Bewegung der unglückseligen Männer. ^{[ 8 ]}

Die erste öffentliche Gasversorgung erfolgte 1807 entlang der Pall Mall in London und versorgte 13 Gaslaternen mit jeweils drei Glaskugeln . Dies ist dem Erfinder und Unternehmer Frederick Winsor sowie dem Klempner Thomas Sugg zu verdanken , der die Rohre herstellte und verlegte. Das Aufgraben von Straßen für die Verlegung der Rohre erforderte jedoch gesetzliche Bestimmungen, was die Entwicklung der Straßenbeleuchtung und der Gasversorgung für Privathaushalte verzögerte. William Murdoch und sein Schüler Samuel Clegg hingegen installierten Gasbeleuchtung in Fabriken und Betrieben, ohne auf solche Hindernisse zu stoßen.

In den 1850er Jahren verfügte jede kleinere bis mittelgroße Stadt über ein Gaswerk zur Straßenbeleuchtung. Abonnenten konnten sich zudem Gasleitungen bis in ihre Häuser verlegen lassen. Zu dieser Zeit war Gasbeleuchtung allgemein üblich. Gaslicht fand allmählich auch in der Mittelschicht Verbreitung, und später kamen Gasherde und -öfen auf den Markt. ^{[ 9 ]}

Die 1860er Jahre gelten als das goldene Zeitalter der Kohlegasgewinnung. Wissenschaftler wie Kekulé und Perkin entschlüsselten die Geheimnisse der organischen Chemie und enthüllten so die Entstehung und Zusammensetzung von Gas. Daraus resultierten leistungsfähigere Gasanlagen und Perkins violette Farbstoffe wie Mauvein . In den 1850er Jahren wurden Verfahren zur Herstellung von Generatorgas und Wassergas aus Koks entwickelt. Unangereichertes Wassergas wird auch als Blaues Wassergas (BWG) bezeichnet.

Das in den 1850er Jahren von Ludwig Mond entwickelte Mondgas war ein Generatorgas, das aus Kohle anstelle von Koks hergestellt wurde. Es enthielt Ammoniak und Kohlenteer und wurde zur Rückgewinnung dieser wertvollen Verbindungen aufbereitet.

Blaues Wassergas (BWG) verbrennt mit einer nicht leuchtenden Flamme und ist daher für Beleuchtungszwecke ungeeignet. Karbonisiertes Wassergas (CWG), das in den 1860er Jahren entwickelt wurde, ist mit Gasen angereichertes BWG, das durch Einsprühen von Öl in eine heiße Retorte gewonnen wird. Es besitzt einen höheren Heizwert und verbrennt mit einer leuchtenden Flamme.

Das Verfahren zur Erzeugung von verkohltem Wassergas wurde 1875 von Thaddeus S. C. Lowe verbessert . Das Gasöl wurde durch Thermocracken im Vergaser und Überhitzer des CWG-Generators in das Wassergas eingebunden. CWG war von den 1880er- bis in die 1950er-Jahre die dominierende Technologie in den USA und verdrängte die Kohlevergasung. CWG hat einen Heizwert von 20 MJ/m³, ^also etwas mehr als die Hälfte des Heizwerts von Erdgas.

Die Einführung der Gasbeleuchtung in Fabriken, Wohnhäusern und auf den Straßen, die Öllampen und Kerzen durch ein gleichmäßiges, klares Licht ersetzte, dessen Farbe dem Tageslicht fast entsprach, machte für viele Menschen die Nacht zum Tag. Sie ermöglichte Nachtschichtarbeit in Branchen, in denen Licht unerlässlich war – etwa beim Spinnen , Weben und der Konfektionierung. Die gesellschaftliche Bedeutung dieses Wandels ist für Generationen, die mit der sofortigen Verfügbarkeit von Licht nach Einbruch der Dunkelheit aufgewachsen sind, schwer nachzuvollziehen. Nicht nur die Industrieproduktion wurde beschleunigt, sondern auch die Straßen sicherer gemacht, der soziale Austausch erleichtert und das Lesen und Schreiben verbreiteter. In fast jeder Stadt wurden Gasanlagen errichtet, die Hauptstraßen hell erleuchtet und Gasleitungen zu den meisten städtischen Haushalten verlegt. Die Erfindung des Gaszählers und des Prepaid-Zählers in den späten 1880er-Jahren spielte eine wichtige Rolle beim Verkauf von Stadtgas an private und gewerbliche Kunden.

Die Aus- und Weiterbildung der zahlreichen Arbeitskräfte, die Bestrebungen zur Standardisierung von Produktions- und Geschäftspraktiken sowie die Eindämmung des Wettbewerbs zwischen den Versorgungsunternehmen führten zur Gründung von Verbänden von Gasmanagern, zunächst 1861 in Schottland . 1863 wurde in Manchester ein britischer Verband von Gasmanagern gegründet , der nach einer wechselvollen Geschichte die Grundlage für das Institute of Gas Engineers (IGE) bildete. 1903 initiierte das neu strukturierte Institution of Civil Engineers (ICE) Kurse für Studenten der Gasherstellung am City and Guilds of London Institute . Das IGE erhielt 1929 die königliche Charta . Die Universitäten reagierten nur zögerlich auf die Bedürfnisse der Industrie, und erst 1908 wurde an der Universität Leeds die erste Professur für Kohle-, Gas- und Brennstoffindustrie eingerichtet . 1926 eröffnete die Gas Light and Coke Company das Watson House neben den Gasanlagen in Nine Elms . ^{[ 10 ]} Zunächst diente es als wissenschaftliches Labor . Später wurde dort auch ein Ausbildungszentrum für Lehrlinge eingerichtet , doch der größte Beitrag zur Branche bestand in den Prüfeinrichtungen für Gasgeräte, die der gesamten Branche, einschließlich der Gasgerätehersteller, zur Verfügung standen. ^{[ 10 ]} Mithilfe dieser Einrichtung etablierte die Branche nicht nur Sicherheitsstandards, sondern auch Leistungsstandards für die Herstellung von Gasgeräten sowie deren Wartung in Privathaushalten und Gewerbebetrieben.

During World War I, the gas industry's by-products, phenol, toluene and ammonia and sulphurous compounds were valuable ingredients for explosives. Much coal for the gas plants was shipped by sea and was vulnerable to enemy attack. The gas industry was a large employer of clerks, mainly male before the war. But the advent of the typewriter and the female typist made another important social change that was, unlike the employment of women in war-time industry, to have long-lasting effects.

The inter-war years were marked by the development of the continuous vertical retort which replaced many of the batch fed horizontal retorts. There were improvements in storage, especially the waterless gas holder, and distribution with the advent of 2–4 inch steel pipes to convey gas at up to 50 psi (340 kPa) as feeder mains compared to the traditional cast iron pipes working at an average of 2–3 inches water gauge (500–750 Pa). Benzole as a vehicle fuel and coal tar as the main feedstock for the emerging organic chemical industry provided the gas industry with substantial revenues. Petroleum supplanted coal tar as the primary feedstock of the organic chemical industry after World War II and the loss of this market contributed to the economic problems of the gas industry after the war.

A wide variety of appliances and uses for gas developed over the years. Gas fires, gas cookers, refrigerators, washing machines, hand irons, pokers for lighting coal fires, gas-heated baths, remotely controlled clusters of gas lights, gas engines of various types and, in later years, gas warm air and hot water central heating and air conditioning, all of which made immense contributions to the improvement of the quality of life in cities and towns worldwide. The evolution of electric lighting made available from public supply extinguished the gas light, except where colour matching was practised as in haberdashery shops.

During gasification, the coal is blown through with oxygen and steam (water vapor) while also being heated (and in some cases pressurized). If the coal is heated by external heat sources the process is called "allothermal", while "autothermal" process assumes heating of the coal via exothermal chemical reactions occurring inside the gasifier itself. It is essential that the oxidizer supplied is insufficient for complete oxidizing (combustion) of the fuel. During the reactions mentioned, oxygen and water molecules oxidize the coal and produce a gaseous mixture of carbon dioxide (CO₂), carbon monoxide (CO), water vapour (H₂O), and molecular hydrogen (H₂). (Some by-products like tar, phenols, etc. are also possible end products, depending on the specific gasification technology utilized.) This process has been conducted in-situ within natural coal seams (referred to as underground coal gasification) and in coal refineries. The desired end product is usually syngas (i.e., a combination of H₂ + CO), but the produced coal gas may also be further refined to produce additional quantities of H₂:

3C (i.e., coal) + O₂ + H₂O → H₂ + 3CO

If the refiner wants to produce alkanes (i.e., hydrocarbons present in natural gas, gasoline, and diesel fuel), the coal gas is collected at this state and routed to a Fischer–Tropsch reactor. If, however, hydrogen is the desired end-product, the coal gas (primarily the CO product) undergoes the water gas shift reaction where more hydrogen is produced by additional reaction with water vapor:

CO + H₂O → CO₂ + H₂

Obwohl es mittlerweile weitere Technologien zur Kohlevergasung gibt, basieren sie alle im Allgemeinen auf denselben chemischen Prozessen. Für minderwertige Kohlen (z. B. Braunkohle oder andere Braunkohlen), die einen hohen Wassergehalt aufweisen, existieren Verfahren, die ohne Dampf auskommen und bei denen Kohle (Kohlenstoff) und Sauerstoff die einzigen Reaktionspartner sind. Einige Kohlevergasungstechnologien benötigen zudem keine hohen Drücke. Manche verwenden Kohlenstaub als Brennstoff, während andere mit relativ großen Kohlefraktionen arbeiten. Die Vergasungstechnologien unterscheiden sich auch in der Art der Gaszufuhr.

Bei der „Direkteinblasung“ werden Kohle und Oxidationsmittel von gegenüberliegenden Seiten des Reaktorkanals zugeführt. Das Oxidationsmittel durchströmt dabei Koks und (wahrscheinlicher) Asche und gelangt so in die Reaktionszone, wo es mit der Kohle reagiert. Das entstehende Heißgas strömt anschließend an frischem Brennstoff vorbei, erhitzt diesen und absorbiert gleichzeitig Zersetzungsprodukte wie Teer und Phenole. Daher muss das Gas vor der Verwendung in der Fischer-Tropsch-Synthese aufwendig aufbereitet werden. Die Aufbereitungsprodukte sind hochgiftig und erfordern spezielle Anlagen für ihre Nutzung. Folglich muss eine Anlage, die diese Technologien nutzt, sehr groß sein, um wirtschaftlich zu arbeiten. Eine solche Anlage, SASOL genannt, befindet sich in Südafrika . Sie wurde aufgrund eines Embargos errichtet, das Südafrika den Import von Öl und Erdgas untersagte. Südafrika ist reich an Steinkohle und Anthrazit und konnte daher das bekannte Hochdruck-Lurgi-Vergasungsverfahren nutzen, das in der ersten Hälfte des 20. Jahrhunderts in Deutschland entwickelt wurde.

Die „umgekehrte Einblastechnik“ (im Gegensatz zur zuvor beschriebenen, zuerst erfundenen Technik) setzt voraus, dass Kohle und Oxidationsmittel von derselben Seite des Reaktors zugeführt werden. In diesem Fall findet vor der Reaktionszone keine chemische Reaktion zwischen Kohle und Oxidationsmittel statt. Das in der Reaktionszone erzeugte Gas passiert die festen Vergasungsprodukte (Koks und Asche), und das im Gas enthaltene CO₂ _und H₂O _werden zusätzlich chemisch zu CO und H₂ reduziert _. Im Vergleich zur „direkten Einblastechnik“ sind keine toxischen Nebenprodukte im Gas vorhanden; diese werden in der Reaktionszone neutralisiert. Diese Art der Vergasung wurde in der ersten Hälfte des 20. Jahrhunderts zusammen mit dem Direktblasverfahren entwickelt. Die Gasausbeute ist jedoch deutlich geringer als beim Direktblasverfahren, und die Weiterentwicklung des Umkehrblasverfahrens wurde erst in den 1980er Jahren wieder aufgenommen. Damals begann das sowjetische Forschungsinstitut KATEKNIIUgol (Forschungs- und Entwicklungsinstitut für das Kohlefeld Kansk-Achinsk) mit der Entwicklung der heute als „TERMOKOKS-S“-Verfahren bekannten Technologie. Das wiedererwachte Interesse an diesem Vergasungsverfahren beruht auf seiner Umweltverträglichkeit und der Möglichkeit, zwei Arten von Nutzprodukten (gleichzeitig oder getrennt) zu erzeugen: Gas (entweder Brenngas oder Synthesegas) und Mitteltemperaturkoks. Brenngas kann als Brennstoff für Gaskessel und Dieselgeneratoren oder als Synthesegas zur Benzinherstellung usw. verwendet werden. Mitteltemperaturkoks findet Anwendung als technologischer Brennstoff in der Metallurgie, als chemisches Absorptionsmittel oder als Rohstoff für Haushaltsbriketts. Die Verbrennung des Produktgases in Gaskesseln ist ökologisch sauberer als die Verbrennung der Ausgangskohle. So kann eine Anlage, die die Vergasungstechnologie mit „umgekehrter Ausblasung“ nutzt, zwei wertvolle Produkte herstellen, wobei die Produktionskosten des einen praktisch null sind, da die des anderen durch den wettbewerbsfähigen Marktpreis gedeckt sind. Nach dem Zerfall der Sowjetunion und ihrer KATEKNIIUgol wurde die Technologie von den Wissenschaftlern, die sie ursprünglich entwickelt hatten, übernommen und wird nun in Russland weiter erforscht und weltweit kommerziell vertrieben. Industrieanlagen, die diese Technologie nutzen, sind in Ulaanbaatar (Mongolei) und Krasnojarsk (Russland) in Betrieb.

Die im Rahmen einer gemeinsamen Entwicklung der Wison Group und Shell entstandene Technologie zur Vergasung von Kohlenstaub (Hybrid) ist eine fortschrittliche Technologie zur Kohlenstaubvergasung. Sie kombiniert die Vorteile des Shell SCGP-Abhitzekessels und umfasst neben einem Fördersystem auch eine Anordnung von Druckvergasungsbrennern für Kohlenstaub, seitliche Strahlbrenner mit Membran-Wasserwand und eine in bestehenden SCGP-Anlagen erprobte, ausgereifte und zuverlässige Technologie zur intermittierenden Entladung. Gleichzeitig werden die bisherigen Prozesskomplikationen sowie die störungsanfälligen Probleme im Synthesegaskühler (Abfallwanne) und den Flugaschefiltern beseitigt. Die Technologie integriert die in Synthesegas-Quench-Prozessen weit verbreitete Vergasungstechnologie. Dadurch bleiben die hohe Anpassungsfähigkeit und die einfache Skalierbarkeit des Shell SCGP-Abhitzekessels erhalten, während gleichzeitig die Vorteile der bestehenden Quench-Technologie genutzt werden.

Die Untertagevergasung (UCG) ist ein industrielles Vergasungsverfahren, das in nicht abgebauten Kohleflözen durchgeführt wird. Dabei wird ein gasförmiges Oxidationsmittel , üblicherweise Sauerstoff oder Luft, eingeleitet und das entstehende Produktgas über von der Oberfläche aus gebohrte Förderbrunnen an die Oberfläche gefördert. Das Produktgas kann als chemischer Rohstoff oder als Brennstoff zur Stromerzeugung genutzt werden . Das Verfahren eignet sich für Ressourcen, deren Abbau ansonsten unwirtschaftlich wäre. Es bietet zudem eine Alternative zu konventionellen Kohleabbauverfahren . Im Vergleich zum traditionellen Kohleabbau und der Kohlevergasung hat die UCG geringere Umwelt- und Sozialauswirkungen, obwohl Umweltbedenken bestehen, darunter die potenzielle Grundwasserverschmutzung.

Die Abscheidung , Nutzung und Speicherung von Kohlenstoff (CO₂) wird in modernen Kohlevergasungsprojekten zunehmend eingesetzt, um die mit der Nutzung von Kohle und kohlenstoffhaltigen Brennstoffen verbundenen Treibhausgasemissionen zu reduzieren. Die Vergasung bietet hierbei einen entscheidenden Vorteil gegenüber der konventionellen Verbrennung von geförderter Kohle. Bei der Verbrennung wird das CO₂ durch Stickstoff und Rest-Sauerstoff im Abgas bei nahezu Umgebungsdruck stark verdünnt, was _{die CO₂-} Abscheidung (die sogenannte Nachverbrennungs-CO₂ _- Abscheidung) relativ schwierig, energieintensiv und teuer macht.

Bei der Vergasung hingegen wird dem Vergaser üblicherweise Sauerstoff zugeführt, und es wird nur so viel Brennstoff verbrannt, wie für die Vergasung des restlichen Brennstoffs benötigt wird. Zudem erfolgt die Vergasung häufig unter erhöhtem Druck. Das entstehende Synthesegas steht typischerweise unter höherem Druck und ist nicht mit Stickstoff verdünnt, was eine deutlich einfachere, effizientere und kostengünstigere CO₂-Abscheidung ermöglicht _{. Eine Studie aus dem Jahr 2025 ergab, dass die CO₂} -Abscheidung vor der Verbrennung in IGCC-Systemen einen Wirkungsgrad von über 90 % erreichen kann und somit ein großes Potenzial für die Dekarbonisierung der Kohlenutzung bietet. ^{[ 11 ]}

Das Kemper-Projekt von Mississippi Power war als Braunkohle-IGCC-Kraftwerk konzipiert, das aus Synthesegas netto 524 MW Strom erzeugen und dabei über 65 % des im Selexol -Verfahren entstehenden _CO₂ abscheiden sollte . Die im Kemper-Kraftwerk eingesetzte Technologie, die Transport-Integrated Gasification (TRIG), wurde von KBR entwickelt und lizenziert. Das CO₂ _wird per Pipeline zu erschöpften Ölfeldern in Mississippi transportiert, um dort die Ölgewinnung zu verbessern . Das Kraftwerk verfehlte alle seine Ziele, und die Pläne für eine Stromerzeugung mit „sauberer Kohle“ wurden im Juli 2017 aufgegeben. Es wird erwartet, dass das Kraftwerk künftig ausschließlich mit Erdgas betrieben wird.

Hydrogen Energy California (HECA) sollte ein 300-MW-Nettokraftwerk werden, das mit Kohle und Petrolkoks betrieben wird und nach dem IGCC-Prinzip arbeitet (Wasserstoffproduktion für die Stromerzeugung und die Düngemittelherstellung). Neunzig Prozent des entstehenden CO₂ _sollten abgeschieden (mittels Rectisol ) und zur Erdölförderung (EOR) zum Ölfeld Elk Hills transportiert werden, wodurch die Gewinnung von zusätzlich 5 Millionen Barrel heimischem Öl pro Jahr ermöglicht würde. Am 4. März 2016 ordnete die kalifornische Energiekommission die Einstellung des HECA-Antrags an.

Das Texas Clean Energy Project (TCEP) von Summit ist ein kohlebefeuertes, auf IGCC-Technologie basierendes 400-MW-Kraftwerk mit integrierter Energieerzeugung und gleichzeitiger Produktion von Harnstoffdünger. Es bindet 90 % des CO₂ _vor der Verbrennung mittels des Rectisol- Verfahrens ab. Das nicht für die Düngemittelherstellung benötigte CO₂ _wird zur verbesserten Erdölförderung im Perm-Becken in Westtexas eingesetzt.

Anlagen wie das Texas Clean Energy Project , die CO₂-Abscheidung und -Speicherung nutzen , wurden als Teil- oder Übergangslösung für regulatorische Probleme angepriesen, sofern sie durch verbesserte Konstruktion und Massenproduktion wirtschaftlich rentabel gemacht werden können. Aufgrund der steigenden Kosten gab es Widerstand vonseiten der Energieregulierungsbehörden und der Verbraucher sowie von Umweltschützern wie Bill McKibben , die jede weitere Nutzung fossiler Brennstoffe als kontraproduktiv betrachten. ^{[ 12 ]}

Laut dem Branchenverband Gasification and Syngas Technologies Council gibt es weltweit 272 in Betrieb befindliche Vergasungsanlagen mit 686 Vergasern und 74 weitere Anlagen mit 238 Vergasern im Bau. Die meisten dieser Anlagen nutzen Kohle als Brennstoff. ^{[ 13 ]}

Bis 2017 fand ein großflächiger Ausbau der Kohlevergasungsindustrie ausschließlich in China statt, wo lokale Regierungen und Energieunternehmen die Branche fördern, um Arbeitsplätze zu schaffen und einen Absatzmarkt für Kohle zu erschließen. Die Anlagen befinden sich größtenteils in abgelegenen, kohlereichen Gebieten.

Die Zentralregierung ist sich der Konflikte mit den Umweltzielen bewusst: Die Anlagen produzieren nicht nur große Mengen an Kohlendioxid, sondern verbrauchen auch große Mengen an Wasser in Gebieten, in denen Wasser knapp ist. ^{[ 14 ]}

In den Thar-Kohleminen (Pakistan) wurde ein Pilotprojekt zur Verwertung minderwertiger Braunkohle durchgeführt. Dabei wurden die dortigen Abraumkohleflöze genutzt, deren Qualität unterhalb der Spezifikationsgrenzen des Kraftwerks am Grubenausgang lag (nicht spezifikationskonforme Kohle). Die Pilotanlage basierte auf der Aufstromvergasungstechnologie und verwendete verschiedene Mischungen aus Siedlungsabfällen und nicht spezifikationskonformer Braunkohle, um die Vergasungseffizienz und die Wasserstoffproduktion zu verbessern. ^{[ 15 ]}

Von der ersten Entwicklung bis zur breiten Einführung von Erdgas existierten allein in den Vereinigten Staaten über 50.000 Stadtgasanlagen . Bei der Gasherstellung entstanden üblicherweise zahlreiche Nebenprodukte, die Boden und Grundwasser im und um das Werk verunreinigten. Daher stellen viele ehemalige Stadtgasanlagen ein ernstes Umweltproblem dar , und die Kosten für Sanierung und Reinigung sind oft hoch. Stadtgasanlagen befanden sich typischerweise in der Nähe von Wasserwegen, über die Kohle transportiert und mit Teer, Ammoniak und/oder Tropfölen sowie mit Teerabfällen und Teer-Wasser-Emulsionen kontaminiertes Abwasser eingeleitet wurde.

In den Anfängen der Kohleverbrennung galt Kohlenteer als Abfallprodukt und wurde häufig in der Umgebung der Anlagen entsorgt. Zwar entwickelten sich bis zum Ende des 19. Jahrhunderts verschiedene Verwendungsmöglichkeiten für Kohlenteer, doch der Markt dafür war uneinheitlich. Anlagen, die ihren Teer zu einem bestimmten Zeitpunkt nicht verkaufen konnten, lagerten ihn für die spätere Verwendung, versuchten, ihn als Kesselbrennstoff zu verbrennen, oder entsorgten ihn als Abfall. Üblicherweise wurden Abfallteere in alten Gasbehältern, Stollen oder sogar in vorhandenen Bergwerksschächten entsorgt. Mit der Zeit zersetzen sich die Abfallteere, wobei Phenole , Benzol (und andere monoaromatische Verbindungen – BTEX ) sowie polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe freigesetzt werden, die als Schadstofffahnen in die Umgebung gelangen können. Zu den weiteren Abfallprodukten gehörte „ Blue Billy “ ^{[ 16 ]} , eine Ferroferricyanidverbindung. Die blaue Farbe stammt vom Berliner Blau , das früher als Farbstoff kommerziell verwendet wurde . Blue Billy ist typischerweise ein körniges Material und wurde mitunter lokal mit dem Slogan „Garantiert unkrautfreie Fahrspuren“ verkauft. Das Vorhandensein von Blauem Billy kann Gasanlagenabfällen einen charakteristischen muffigen/ bitteren Mandel- oder Marzipangeruch verleihen , der mit Cyanidgas in Verbindung gebracht wird .

Die Umstellung auf das Vergasungsverfahren mit verkohltem Wasser führte zunächst zu einer geringeren Ausbeute an Wassergasteer im Vergleich zum Kohlenteervolumen. Mit dem Aufkommen von Automobilen verringerte sich die Verfügbarkeit von Naphtha für Vergaseröl, da diese Fraktion als Kraftstoff begehrt war. Gaskraftwerke, die auf schwerere Ölsorten umstellten, hatten häufig Probleme mit der Bildung von Teer-Wasser-Emulsionen, deren Trennung schwierig, zeitaufwendig und kostspielig war. (Die Ursachen für die Bildung von Teer-Wasser-Emulsionen sind komplex und hängen mit mehreren Faktoren zusammen, darunter freier Kohlenstoff im Vergaseröl und die Substitution von Koks durch Steinkohle als Rohstoff.) Die Produktion großer Mengen an Teer-Wasser-Emulsionen führte schnell zu einer Erschöpfung der Lagerkapazitäten der Gaskraftwerke, und die Betriebsleitung entsorgte die Emulsionen häufig in Gruben, aus denen sie später möglicherweise nicht wieder aufbereitet wurden. Selbst wenn die Emulsionen aufbereitet wurden, blieben die Umweltschäden durch die Lagerung der Teere in unbefestigten Gruben bestehen. Das Einleiten von Emulsionen (und anderen teerhaltigen Rückständen wie Teerschlämmen, Tankböden und nicht spezifikationskonformen Teeren) in den Boden und die Gewässer rund um ehemalige Gasanlagen ist ein wesentlicher Faktor für die Verschmutzung, die heute in ehemaligen Gasanlagen (in der Umweltsanierung als „FMGPs“ bekannt ) festgestellt wird.

Zu den häufig mit FMGPs in Verbindung gebrachten Verunreinigungen gehören:

• BTEX
  • Aus Ablagerungen von Kohle-/Gasteeren diffundiert
  • Leckagen von Vergaseröl/Leichtöl
  • Leckagen an den Tropfbehältern, die kondensierbare Kohlenwasserstoffe aus dem Gas aufgefangen hatten
• Kohlenteerabfälle /-schlamm
  • Typischerweise findet man sie in den Sammelbecken von Gasbehältern und Absetzbecken.
  • Kohlenteerschlamm hat keinen Wiederverkaufswert und wurde daher immer entsorgt.
• Flüchtige organische Verbindungen
• Polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe (PAK)
  • In Kohlenteer, Gasteer und Pech in signifikanten Konzentrationen vorhanden.
• Schwermetalle
  • Bleihaltiges Lot für Gasleitungen, Bleirohre, Kohlenasche.
• Zyanid
  • Im Abfall der Reinigungsanlage sind große Mengen komplexer Ferrocyanide enthalten.
• Ruß
  • Nur dort gefunden, wo Rohöl als Vergasungsrohstoff verwendet wurde.
• Teeremulsionen

Kohlenteer und Kohlenteerschlämme sind häufig dichter als Wasser und kommen in der Umwelt als dichte, nichtwässrige Flüssigkeit vor .

In Großbritannien wurden mehrere ehemalige Gaswerksgelände für Wohnzwecke und andere Nutzungen (darunter der Millennium Dome ) umgenutzt, da sie als erstklassiges Bauland innerhalb der Stadtgrenzen galten. Diese Entwicklungsmöglichkeiten führen nun zu Problemen im Zusammenhang mit der Bauplanung und dem Altlastenschutz und wurden kürzlich im Unterhaus debattiert.

Kohlevergasungsprozesse erfordern Kontroll- und Umweltschutzmaßnahmen zur Minderung von Schadstoffemissionen. ^{[ 17 ] [ 18 ]} Zu den Schadstoffen bzw. Emissionen, die im Zusammenhang mit der Kohlevergasung von Bedeutung sind, gehören vor allem:

• Asche und Schlacke

Nicht-schlackebildende Vergaser erzeugen trockene Asche, ähnlich derjenigen aus der konventionellen Kohleverbrennung. Diese kann umweltschädlich sein, wenn die Asche (die typischerweise Schwermetalle enthält) auslaugbar oder ätzend ist und in Aschebecken gelagert werden muss. Schlackebildende Vergaser, die in vielen großen Kohlevergasungsanlagen weltweit eingesetzt werden, bieten den erheblichen Vorteil, dass die Aschebestandteile zu einer glasartigen Schlacke verschmolzen werden. Dabei werden Spuren von Schwermetallen in der nicht auslaugbaren, glasartigen Matrix gebunden, wodurch das Material ungiftig wird. Diese ungefährliche Schlacke findet vielfältige Verwendung, beispielsweise als Zuschlagstoff in Beton und Asphalt für den Straßenbau, als Strahlmittel, als Dachgranulat usw. ^{[ 19 ]}

• Kohlendioxid (CO ₂ )

CO2 ist von herausragender Bedeutung für _den globalen Klimawandel.

• Quecksilber
• Arsen
• Feinstaub (PM)

Bei der Vergasung entsteht Asche aus anorganischen Verunreinigungen in der Kohle. Einige dieser Verunreinigungen reagieren und bilden mikroskopische Feststoffe, die im durch die Vergasung erzeugten Synthesegas suspendiert sein können.

• Schwefeldioxid (SO ₂ )

Kohle enthält typischerweise 0,2 bis 5 Prozent Schwefel (bezogen auf das Trockengewicht). Dieser wandelt sich in den Vergasungsanlagen aufgrund der hohen Temperaturen und des geringen Sauerstoffgehalts in H₂S _und COS um. Diese sauren Gase werden vor der Verbrennung des Synthesegases in der Gasturbine zur Stromerzeugung oder vor seiner Verwendung in der Kraftstoffsynthese mittels Säureabscheidern aus dem in den Vergasungsanlagen erzeugten Synthesegas entfernt.

• Stickoxide (NO _x )

NO_{_x} bezeichnet Stickstoffmonoxid (NO) und Stickstoffdioxid (NO_₂ ). Kohle enthält üblicherweise zwischen 0,5 und 3 Prozent Stickstoff (bezogen auf das Trockengewicht), der größtenteils in unschädliches Stickstoffgas umgewandelt wird. Es entstehen geringe Mengen an Ammoniak und Cyanwasserstoff , die während der Synthesegaskühlung entfernt werden müssen. Bei der Stromerzeugung kann NO_{_x} auch nachgelagert durch die Verbrennung von Synthesegas in Turbinen entstehen.

• Kraftwerk Edwardsport
• Fischer-Tropsch-Prozess
• Kohlevergasungsanlage Georgetown
• Geschichte des Stadtgases
• Kemper-Projekt
• Sasol
• Secunda CTL

 Dieser Artikel enthält gemeinfreies Material von Websites oder Dokumenten des US-Energieministeriums .

• Gasifipedia, eine umfassende Online-Sammlung von Ressourcen zur Förderung des Verständnisses von Vergasungstechnologien (mit Schwerpunkt auf Kohlevergasung), entwickelt und gepflegt vom National Energy Technology Laboratory (NETL) des US-Energieministeriums. Archiviert am 23.10.2013 im Internet Archive.
• Das Programm für Vergasungssysteme des Nationalen Energietechnologielabors (NETL) des US-Energieministeriums wurde am 3. Januar 2018 im Internetarchiv (Wayback Machine) archiviert.
• „Praktische Erfahrungen aus den ersten zwanzig Betriebsjahren der Great Plains Gasification Plant und ihre Bedeutung für zukünftige Projekte“ (PDF-3,1 MB), DOE Office of Fossil Energy, Mai 2006.