Nickellegierungen in Kohlenstoffabscheidungssystemen: Materialien für die CO2-Komprimierung und den CO2-Transport

Die Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -speicherung (CCUS) wird oft als „CO2-Problem“ beschrieben, aus materialtechnischer Sicht handelt es sich jedoch in Wirklichkeit um ein Problem mit Verunreinigungen. Reines, trockenes Kohlendioxid ist für Stahl nicht besonders korrosiv. Die aus Kraftwerken, Zementöfen und industriellen Rauchgasen aufgefangenen CO2-Ströme sind niemals rein, - sie enthalten jedoch Spuren von Wasser, Schwefeloxiden, Stickoxiden, Sauerstoff und manchmal Schwefelwasserstoff.

Diese Spurenverunreinigungen verbinden sich mit CO2 und Wasser zu Säuren, die Kohlenstoffstahl angreifen, manchmal innerhalb von Monaten. In diesem Leitfaden erfahren Sie, wo Nickellegierungen und andere korrosionsbeständige Legierungen (CRAs) in der gesamten Erfassungs--bis-Speicherkette wirklich benötigt werden, wo Kohlenstoffstahl nach wie vor der wirtschaftliche Standard ist, und wie man diese Anforderung für ein bestimmtes Ausrüstungsteil erfüllt. Jeder Abschnitt beginnt mit einer direkten Schlussfolgerung und erläutert dann die technischen Überlegungen dahinter.

Warum benötigen CO2-Abscheidungssysteme überhaupt korrosionsbeständige Legierungen?

Aufgefangene CO2-Ströme sind ätzend, da das CO2 mit ihnen transportiert wird und nicht das CO2 selbst. Spuren von Wasser reagieren mit CO2 unter Bildung von Kohlensäure, und Spuren von SO2, NOx, O2 und H2S reagieren mit Wasser unter Bildung noch stärkerer Säuren - Schwefel-, Schwefel- und Salpetersäure -, die Kohlenstoffstahl viel schneller angreifen, als es CO2 allein jemals könnte.

Rauchgas, das aus einem mit Kohle- oder Gas-befeuerten Kraftwerk aufgefangen wird, ist mit SO2 und Feuchtigkeit verunreinigt, und sobald es vom Rauchgasstrom abgetrennt wird, kondensiert diese Feuchtigkeit zu einer sauren Flüssigkeit, die Kohlenstoffstahl korrodieren lässt, wenn sie nicht behandelt wird. Die gleiche Logik gilt stromabwärts bei der Kompression und dem Transport: Solange eine freie Wasserphase vorhanden ist, erzeugen gelöstes CO2 und seine Co{5}}-Verunreinigungen einen aggressiven Elektrolyten an der Metalloberfläche.

Entzieht man das Wasser, sinkt das Korrosionsrisiko stark. - Aus diesem Grund ist „das System trocken zu halten“ eine der zentralen Entwurfsstrategien in CCUS und die Materialauswahl zwischen den Nass- und Trockenabschnitten desselben Systems ändert sich dramatisch.

Wo in der CO2-Abscheidung-bis-Speicherkette werden Nickellegierungen tatsächlich benötigt?

Nickellegierungenund andere CRAs sind an vier Punkten konzentriert: Aminabsorptions- und Regenerationsgeräte, Kompressor-benetzte Einbauten und Zwischenkühler, alle Pipeline- oder Bohrlochkopfsegmente, in denen freies Wasser oder hohe Verunreinigungsgrade nicht garantiert werden können, und die Komponenten mit der höchsten{0}}Temperatur von überkritischen CO2-Energiekreisläufen. Lange, trockene und gut-kontrollierte Transportleitungen können häufig aus Kohlenstoffstahl bestehen.

Es hilft, die Kette in der richtigen Reihenfolge abzulaufen. Rauchgas gelangt in eine Aminabsorptionseinheit, in der ein flüssiges Lösungsmittel CO chemisch herauswäscht2 -. Diese Stufe läuft heiß, nass und chemisch aggressiv und ist einer der korrosionsanfälligsten-Teile des gesamten Systems. Das abgeschiedene CO2 wird dann in mehreren Stufen komprimiert, um die dichte oder überkritische Phase zu erreichen, die für einen effizienten Transport erforderlich ist; Die Kompression führt zu wiederholten Abkühlungs- und Kondensationszyklen, einem weiteren Korrosions-Hotspot.

Das komprimierte CO2 wird dehydriert und über eine Transportpipeline - per Pipeline, Schiff, LKW oder Bahn - zu einem Speicher- oder Nutzungsort transportiert, wo es in eine geologische Formation injiziert wird. Nickelhaltige Legierungen kommen in jeder dieser Phasen in irgendeiner Form vor, aber der spezifische Gehalt und die Menge, die davon benötigt wird, variieren je nach Standort enorm.

Welche Legierung eignet sich am besten für Amin-Absorptions- und Regenerationseinheiten?

22Cr-Duplex-Edelstahl und austenitischer Edelstahl 316L sind die Standardwerkstoffe für Aminabsorber- und Stripperkolonnen, Rohrleitungen und Wärmetauscher, wobei die Legierung 625 auf Nickelbasis-den heißesten, höchsten{4}belasteten Zonen wie Reboilern und Rückgewinnungsanlagen vorbehalten ist, in denen sich hitzestabile Aminsalze konzentrieren.

Bei einer gut dokumentierten Testkampagne im CO2-Technologiezentrum Mongstad in Norwegen wurden Korrosionsproben unter realen Anlagenbedingungen 30 Gew.-% Monoethanolamin (MEA) als Lösungsmittel ausgesetzt. Kohlenstoffstahl (S235) zeigte eine inakzeptable Korrosion, und sogar Inconel 600 zeigte grobe allgemeine Korrosion, während Edelstahl 304L und 316L sowie 22Cr-Duplex-Edelstahl alle akzeptabel abschnitten, wobei bei 316L nur geringfügige Lochfraßbildung festgestellt wurde.

Dieses Ergebnis unterstreicht einen wichtigen, kontraintuitiven Punkt: Eine Nickellegierung ist nicht automatisch die sicherste Wahl bei jedem korrosiven Einsatz - die spezifische Legierung muss mit der spezifischen Chemie übereinstimmen, und bei Aminanwendungen übertreffen rostfreie Güten mittlerer{1}}Stufen häufig eine Nickellegierung für allgemeine Zwecke-. Höhere -Nickellegierungen wie 625 verdienen ihren Unterhalt in den heißesten und konzentriertesten Zonen des Aminzyklus, wo hitzestabile Salze und Abbauprodukte lokal aggressiv werden.

Welche Legierung eignet sich am besten für CO2-Kompressor-Innenteile?

Super-Duplex-Edelstahl (z. B. UNS S32750/2507) und Legierung 625 auf Nickelbasis sind die bevorzugten Materialien für benetzte Einbauteile, Laufräder, Dichtungen und Zwischenkühlerkomponenten von Kompressoren, da die mehrstufige Kompression den Gasstrom wiederholt abkühlt und kondensiert, wodurch örtlich feuchte, saure Bedingungen entstehen, selbst wenn die Hauptleitung stromabwärts trocken ist.

Um CO2 für den Pipelinetransport auf einen überkritischen Druck zu bringen, sind typischerweise mehrere Kompressionsstufen mit dazwischen liegender Zwischenkühlung erforderlich. Jedes Mal, wenn das Gas abgekühlt wird, besteht die Möglichkeit, dass Restfeuchtigkeit in Form von Flüssigkeitströpfchen an Innenflächen kondensiert, und diese Tröpfchen konzentrieren alle vorhandenen sauren Verunreinigungen.

Dabei handelt es sich um einen klassischen lokalisierten -Korrosionsaufbau: kleine Mengen aggressiven Elektrolyts sitzen auf einer Metalloberfläche und nicht eine gleichmäßige, gut gemischte Massenflüssigkeit. Super-Duplex-Edelstahl widersteht dieser Art von Lochfraß und Spaltangriffen äußerst gut und kostet weniger als eine Vollnickellegierung, weshalb er im Inneren von Kompressoren dominiert; Legierung 625 wird für Dichtungen, Federn und andere Bauteile mit hoher Beanspruchung verwendet, bei denen die Zähigkeitsmarge von Duplex nicht ganz ausreicht.

Welche Legierung eignet sich am besten für überkritische CO2-Transportpipelines?

Kohlenstoffstahl oder niedrig{0}legierter Stahl bleibt das standardmäßige und kostengünstigste-Material für überkritische CO2-Fernleitungen-, wenn der Gasstrom unter seinem kritischen Wassergehalt gehalten wird und der Verunreinigungsgrad kontrolliert wird. Korrosionsbeständige Legierungen - Duplex-Edelstahl, martensitischer 13Cr-Edelstahl oder Nickellegierungen wie Alloy 625 - sind für Nasssegmente, sauren Einsatz, Anbindungen und Ventile reserviert, bei denen diese Kontrolle nicht gewährleistet werden kann.

Feld- und Laborbefunde deuten beide in die gleiche Richtung: Solange der Wassergehalt im CO2-Strom unter der Konzentration bleibt, bei der er in eine freie flüssige Phase kondensiert (der „kritische Wassergehalt“), bleiben die Korrosionsraten auf Kohlenstoffstahl niedrig, unabhängig davon, welche anderen Verunreinigungen vorhanden sind. Die Weyburn CO2-Pipeline in Kanada ist ein häufig zitiertes Beispiel aus der Praxis: Obwohl sie etwa 9.000 ppmv Schwefelwasserstoff transportierte, kam es in den sieben Betriebsjahren zu keiner nennenswerten Korrosion, da der Strom trocken gehalten wurde.

Die Wirtschaftlichkeit untermauert diese Konstruktionsphilosophie. - Eine Rohrleitung aus korrosionsbeständiger-legierter Legierung über die gesamte Länge- ist deutlich teurer als Kohlenstoffstahl. Daher konzentrieren Betreiber CRA-Materialien, Verkleidungen oder Auskleidungen an den spezifischen Stellen, an denen freies Wasser, Sauerstoffeintritt oder nicht spezifizierte Verunreinigungsgrade tatsächlich möglich sind: in der Nähe von Kompressorstationen, Tiefpunkten, an denen sich Flüssigkeiten ansammeln können, und Injektionsbohrlochköpfen.

Wie verändern Verunreinigungen die benötigte Legierung?

Nicht eine einzelne Verunreinigung entscheidet über das Material, sondern die Kombination. Wasser, Sauerstoff, SO2, NOx und H2S interagieren synergetisch, und Untersuchungen zeigen durchweg, dass ihre kombinierte Korrosionswirkung schlimmer ist als die Summe ihrer Einzeleffekte -, was bedeutet, dass die Materialauswahl auf dem vollständigen erwarteten Verunreinigungsprofil basieren muss und nicht auf einer einzelnen Verunreinigung im schlimmsten Fall-.

Jüngste Untersuchungen zur Korrosion von überkritischen CO2-Pipelines betonen, dass Verunreinigungen mehr bewirken, als nur einzeln eine korrosive Belastung zu verursachen -, dass sie sich gegenseitig in ihrem Verhalten verändern. SO2 und O2 zusammen können beispielsweise weitaus aggressiver Schwefelsäure erzeugen, als beides allein in Gegenwart von Wasser tun würde, und die Anwesenheit mehrerer saurer Gase erschwert die Bildung der schützenden Eisen-{5}}Karbonatschicht, die ansonsten Kohlenstoffstahl teilweise abschirmen würde.

Da sich die Abscheidungstechnologien darin unterscheiden, welche Verunreinigungen sie zurücklassen (Aminwäsche vs. Oxy-Brennstoffverbrennung vs. direkte Luftabscheidung, die alle unterschiedliche Restgasprofile erzeugen), hat die Verunreinigungsspezifikation für ein bestimmtes CCUS-Projekt einen direkten, quantifizierbaren Einfluss darauf, welche Legierung - oder ob überhaupt eine Legierungsaufrüstung - für ein bestimmtes Pipelinesegment erforderlich ist.

• Wasser (H2O): die Voraussetzung für praktisch jede wässrige Korrosion; Die effektivste Korrosionsschutzstrategie besteht darin, den Wassergehalt des Stroms unterhalb des kritischen Wassergehalts zu halten.
• Sauerstoff (O2): beschleunigt die Bildung von Schwefel- und Salpetersäure und kann einen lokalen Angriff auch in ansonsten gut kontrollierten Strömen fördern.
• SO2/NOx: wandeln sich in Gegenwart von Wasser in Schwefel- und Salpetersäure um und erzeugen eine weitaus aggressivere Korrosion als Kohlensäure allein.
• H2S: führt zu Bedenken hinsichtlich des sauren{1}Betriebs, einschließlich wasserstoffbedingter Rissbildung in anfälligen Stählen, unabhängig von der allgemeinen Korrosionsrate.

Was ist mit überkritischen CO2-Energiekreisläufen bei hohen Temperaturen?

In Brayton-Kraftwerken mit überkritischem CO2 (sCO2), in denen Komponenten bei etwa 650–700 Grad betrieben werden, sind Superlegierungen auf Nickelbasis wie Inconel 740H und Alloy 625 für Turbinen, Rekuperatoren und Hochtemperaturwärmetauscher erforderlich, da Edelstahl bei diesen Temperaturen zu schnell oxidiert, um wirtschaftlich zu überleben.

Dabei handelt es sich um eine andere Anwendung als bei CO2-Transportpipelines, sie basiert jedoch auf derselben Materialwissenschaft und überschneidet sich zunehmend mit CCUS, da sCO2-Zyklen für Kraftwerke der nächsten{2}}Generation evaluiert werden, die Erzeugung und Abscheidung koppeln. Vergleichstests von Edelstahl 316, Legierung 718 und Legierung 738 in überkritischen CO2-Umgebungen haben gezeigt, dass Superlegierungen auf Nickel--Basis Edelstahl hinsichtlich der Korrosionsbeständigkeit bei erhöhter Temperatur übertreffen.

Detailliertere Studien bei 650–700 Grad ergaben, dass Inconel 740H schnell eine dichte, schützende Chrom--Oxidschicht (Cr2O3) bildet, die ihm in diesem Bereich eine starke Korrosionsbeständigkeit verleiht -ein Niveau an Oxidstabilität bei hohen-Temperaturen, das herkömmlicher austenitischer Edelstahl nicht erreichen kann.

Wie schneiden Nickellegierungen im Vergleich zu Duplex-Edelstahl hinsichtlich Kosten und Leistung ab?

Duplex-Edelstahl ist der kostengünstigere Standard für die meisten CCUS-benetzten Geräte, die bei Temperaturen unter etwa 300 Grad und mäßiger Chlorid- und Säurebelastung betrieben werden. Nickellegierungen erzielen ihre wesentlich höheren Kosten insbesondere in heißen, stagnierenden, chloridreichen oder stark sauren lokalen Bedingungen, in denen bei Duplex die Gefahr von Lochfraß, Spaltangriffen oder Spannungsrissen besteht.

Die Pitting Resistance Equivalent Number (PREN) ist ein nützliches erstes Screening für den Vergleich von Legierungen im chloridhaltigen Einsatz-, stellt aber nur einen Ausgangspunkt dar. - Die reale-Leistung hängt auch von der Temperatur, der Chloridkonzentration, den gelösten Oxidationsmitteln und der Spaltgeometrie ab, die alle für Aminlösungsmittel, kondensierte Rohrleitungsfeuchtigkeit und gefördertes Wasser an Injektionsbrunnen relevant sind.

Als allgemeine Faustregel aus benachbarten Branchen wie Offshore-Öl und -Gas gilt Duplex-Edelstahl als kostengünstigste {{0}effektivste chloridbeständige Wahl- unterhalb einer Betriebstemperatur von etwa 300–30 Grad, während Nickellegierungen oberhalb dieses Schwellenwerts oder in heißen, stagnierenden Chloridtaschen, in denen die Betriebsmarge von Duplex erschöpft ist, die Oberhand gewinnen. Da ein einzelner lokaler-Korrosionsfehler einen ungeplanten Stillstand erzwingen kann, der weit mehr kostet als die Legierungsprämie, sollte die Entscheidung auf dem konkreten Worst{6}case-Benetzungszustand an jedem Anlagenstandort und nicht auf dem durchschnittlichen Zustand des Systems basieren.

Welches Material gehört wohin?

Verwenden Sie Kohlenstoffstahl überall dort, wo der Strom zuverlässig trocken ist und Verunreinigungen kontrolliert werden. Steigen Sie auf 316L- oder 22Cr-Duplex-Edelstahl im Aminbetrieb und in allgemein benetzten Geräten um; und reservieren Sie Nickellegierungen wie Alloy 625 oder C276 für die heißesten, feuchtesten, chemisch aggressivsten oder folgenreichsten Stellen im System.

Häufig gestellte Fragen

Braucht abgeschiedenes CO2 spezielle Materialien, wenn es „nur CO2“ ist?

Ja, an bestimmten Stellen, an denen sich Wasser und andere Verunreinigungen ansammeln können. Reines, trockenes CO2 ist relativ harmlos für Kohlenstoffstahl, aber kein echter Abscheidungsstrom ist an jedem Punkt im System vollkommen rein oder vollkommen trocken, daher muss die Materialauswahl auf den ungünstigsten lokalen Bedingungen und nicht auf der nominalen Gaszusammensetzung basieren.

Können bestehende Kohlenstoffstahlrohrleitungen für den CO2-Transport wiederverwendet werden?

Oft ja, vorbehaltlich einer Überprüfung der Bruch-Ausbreitung und Verunreinigung-. Die Umnutzung konventioneller Öl- und Gaspipelines für den Betrieb mit überkritischem CO2 ist ein aktiver Bereich technischer Studien, da sich das Ausbreitungsverhalten von überkritischem CO2 von dem von Erdgas unterscheidet und neben dem Korrosionsrisiko überprüft werden muss, bevor eine Leitung für den Betrieb mit CO2 neu qualifiziert wird.

Was ist der „kritische Wassergehalt“ und warum ist er so wichtig?

Dies ist die maximale Wassermenge, die ein überkritischer CO2-Strom in Lösung halten kann, bevor der Überschuss zu einer freien flüssigen Phase kondensiert. Unterhalb dieser Schwelle bleiben die Korrosionsraten auf Kohlenstoffstahl niedrig, auch wenn andere Verunreinigungen vorhanden sind; Darüber erzeugt freies Wasser den für den Säureangriff erforderlichen Elektrolyten, weshalb Dehydrierung einer der kostengünstigsten -effektiven Korrosionsschutzmaßnahmen im CCUS-Design ist.

Benötigen CO2-Injektionsbrunnen immer Nickellegierungen?

Nicht immer -, es hängt von der Chemie der produzierten und injizierten Flüssigkeit an jedem Bohrloch ab, einschließlich Chloridgehalt, Temperatur und etwaiger Sauergasexposition. In vielen Brunnen werden Duplex-Edelstahlrohre erfolgreich eingesetzt. Nickellegierungen werden dort spezifiziert, wo die spezifische Chemie über den sicheren Betriebsbereich von Duplex hinausgeht.

Wird Alloy 625 im gesamten CCUS-Rohrleitungssystem benötigt?

Nein. Alloy 625 und ähnliche Nickellegierungen werden in der Regel nur an bestimmten Hochrisikopunkten - Reboilern, Kompressoreinbauten, nassen oder sauren Segmenten und Hochtemperaturgeräten - und nicht entlang der gesamten Länge einer Hauptleitung eingesetzt, da die Verwendung einer Nickellegierung über eine gesamte Langstreckenpipeline wirtschaftlich kaum gerechtfertigt ist, wenn Kohlenstoffstahl in trockenen, kontrollierten Abschnitten eine gute Leistung erbringt.