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Anwendung BREF LCP - Abgasreinigung -

Anwendung BREF LCP - Abgasreinigung -. Klaus Warnatz Short Term Expert ehm. Landesumweltamt Brandenburg Tel: 049355/535 434 E-mail: kawarnatz@t-online.de. Umweltschutztechnik bei Kohlekraftwerken.

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Presentation Transcript

  1. Anwendung BREF LCP - Abgasreinigung - Klaus WarnatzShort Term Expert ehm. Landesumweltamt BrandenburgTel: 049355/535 434E-mail: kawarnatz@t-online.de

  2. Umweltschutztechnik bei Kohlekraftwerken

  3. Staub entsteht bei der Verbrennung fester oder flüssiger Brennstoffe fast ausschließlich aus der mineralischen Fraktion Bei flüssigen Brennstoffen können schlechte Verbrennungsbedingungen zur Rußentstehung führen Bei der Verbrennung von Erdgas entsteht praktisch kein Staub (Emissionswerte deutlich unter 5 mg/m³) Als Stand der Technik gilt bei flüssigen und festen Brennstoffen der Einsatz von Elektroabscheidern oder Gewebefiltern. BAT: Staub

  4. BAT: Staub Entstaubungsverfahren Feststofffeuerungen Elektrofilter Reingaskonzentrationen 10 – 30 mg/m3 , Abscheidegrade > 95,5 % Anwendungsbereich weit verbreitet, insbesondere bei Großkraftwerken Besonderheiten - bei der Auslegung sind die eingesetzte Kohlesorten zu beachten; - insbesondere geeignet für Braunkohlekraftwerke wegen günstigem Staubwiderstand der Aschen (bedingt durch Schwefelgehalt); - bei bestehenden Anlagen lassen sich die Abscheidegrade durch Nach- rüstung der Pulstechnologie (gepulste Hochspannung) verbessern; - für Wirbelschichtfeuerungen eher problematisch wegen hoher Staubbeladung im Rohgas Gewebefilter Reingaskonzentrationen < 10 mg/m3 , Abscheidegrade > 99 % Anwendungsbereich bevorzugt hinter Sprühabsorptionsverfahren Besonderheiten sehr gute Abscheidung von Feinpartikeln

  5. Herkunft: Brennstoffe Emission i.d.R. als Partikel oder an Partikel adsorbiert BAT ist die Anwendung von Entstaubungsanlagen (ESP, FF) Hg und Se können durch Entstaubung und Rauchgasentschwefelung bis zu 75 % abgeschieden werden Mit zusätzlicher SCR - Anlage können bis zu 90 % Minderung erreicht werden BAT: Schwermetalle

  6. Gewebefilter wichtigste Einflussgrößen für die Investitionskosten: Filterfläche, Qualität des Filtermediums geringer Einfluss: angestrebte Reingaskonzentration; Betriebskosten: Energie, Additive (nicht immer nötig), Entsorgung der Filterasche Energieverbrauch: 0,4 - 0,7 kWh/1.000 m³ Typische Betriebskosten: 0,1 - 0,3 €/1.000 m³ Elektrostatische Abscheider Wichtigste Einflussgrößen: Volumenstrom, Rohgaskonzentration Kosten: Staub - Minderungsmaßnahmen

  7. Investitionskosten für Gewebefilter [Rentz 2002]

  8. Herkunft: Schwefelgehalt im Brennstoff Minderungstechniken entsprechend BAT: nasse Rauchgaswäsche (Minderungsgrad: 92-98 %, allerdings hohe Kosten, daher nicht BAT für Anlagen < 100 MWth) Sprühabsorptionsverfahren (Minderungsgrad: 85-92%) Trocken-Additivverfahren (vor allem Anlagen < 300 MWth) Gleichzeitige Minderung von Schwermetallen BAT: SO2 - Emissionen

  9. BAT: SO2 - Emissionen Entschwefelungsverfahren (auch Abscheidung von HCl und HF) Kalk-/Kalksteinwaschverfahren Funktion eine alkalische CaO bzw. CaCO3 –Lösung reagiert mit SO2 zu Gips Reingaskonzentrationen << 200 mg/m3 , Abscheidegrade > 95 % Anwendungsbereich weit verbreitet bei Großkraftwerken Besonderheiten - als Rauchgasreinigungsprodukt entsteht industriell verwertbarer Gips - wirkt auch staubabscheidend (mit vorgeschalteter Entstaubung ist ein Reingasstaubgehalt von 10 mg/m³ erreichbar) Sprühabsorptionsverfahren Funktion Zugabe von Ca (OH)2 in das Rauchgas (trockenes Verfahren) Reingaskonzentrationen erreichbar 200 mg/m3 , Abscheidegrade bis 95 % Anwendungsbereich weitverbreitet; hat Grenzen bei sehr schwefelreichen Kohlen Besonderheiten meist Vorabscheidung der Flugaschen; die Verwertung des Rauchgasreinigungsproduktes ist schwierig Konditionierte Trockensorption(gut geeignet für Biomassefeuerungen)Funktion Ca(OH)2/Koksgemisch wird in das Rauchgas vor einem Gewebefilter eingedüst Wellmann-Lord-Verfahren Aktivkohle- und DESONOx-Verfahren(untergeordnete Bedeutung)

  10. Wichtigster Einflussfaktor für die Investitionskosten: • Volumenstrom, Prozessparameter; • Nachrüstung: etwa 16 % höhere Investitionskosten • Betriebskosten hängen ab von • Betriebszeit, • SO2 - Konzentration • Volumenstrom • (ca. 0,5 - 1 €ct/KWh bei 6.000 h/a, • 1,2 - 2,5 €ct/kWh bei 2.000 h/a) Investitionkosten für nasse Rauchgswäsche [Rentz 2002] Kosten: Schwefeldioxid - nasse Rauchgaswäsche

  11. Sprüh-Absorption Investitionskosten: Gleiche Größenordnung wie nasse Rauchgaswäsche Zusätzliche Kosten für die Abfallentsorgung Trocken-Additiv-Verfahren ca. 20 % der Investitionskosten für nasse Rauchgasreinigungsanlagen deutlich höhere Betriebskosten (Sorbens, Reststoffentsorgung) Kosten: Sprüh-Absorptionsverfahren, Trockenadditiv-Verfahren

  12. BAT: NOx - Emissionen • NOx -Emissionen entstehen aus • Brennstoff-Stickstoff und • aus Luft-Stickstoff bei hohen Temperaturen und hohen O2 - Konzentrationen • Primäre NOx – Minderung • Geringer Luftüberschuss • Luftstufung • Abgasrezirkulation • Sekundäre NOx - Minderung • SCR (Minderungsgrad 80-95 %) • SNCR (kleinere Anlagen mit festen Brennstoffen; Minderungsgrad bis zu 80 %)

  13. (BREF LCP, Figure 4.21: Large lignite-fired boiler that has applied primary measures to reduce the generation of NOX emissions[92, VEAG, 2000] Primäre NOx – Minderung

  14. BAT: NOx - Emissionen Vergleich herkömmlicher / LowNOx-Brenner

  15. BAT: NOx - Emissionen Entstickungsverfahren(Sekundärmaßnahmen)Selektive katalytische Reduktion (SCR) Funktion : katalytische Umsetzung der NOx mit einem Reduktionsmittel (meist NH3) Temperaturbereich T= 380°C - 450°C) Reingaskonzentrationen : < 200 mg/m3 , Abscheidegrad > 95 % Anwendungsbereich : bei Großkraftwerken am weitesten verbreitet (> 85%) Besonderheiten : verschiedene Schaltungsvarianten (high-dust, low-dust) Selektive nicht-katalytische Reduktion (SNCR) Funktion : nicht-katalytische Umsetzung der NOx mit einem Reduktionsmittel (NH3, NH3-Wasser oder Harnstoff) im Bereich 2. Überhitzers (T= 900°-1100°C) Reingaskonzentrationen : 200 mg/m3 , Abscheidegrad ca. 80% Anwendungsbereich : neben SCR- Verfahren am häufigsten verbreitet, gut geeignet für Anlagen kleinere und mittlerer Größe (auch Biomassefeuerungsanlagen) Besonderheiten : gut und relativ kostengünstig nachrüstbar

  16. Die Erfassung der Kosten von Primärmaßnahmen ist schwierig LowNOx - Brenner, Abgasgasrezirkulation: zusätzlicher Energiebedarf SCR Investitionskosten: abhängig vom Rauchgasvolumenstrom und dem erforderlichen Minderungsgrad Spezifische Investitionskosten: 51 - 179 €/kWel Gesamtkosten: abhängig von der Standzeit des Katalysators und den jährlichen Volllastbetriebsstunden Zusätzlicher Energieverbrauch: 0,2 - 5 % des Energieoutputs Kosten: NOx - Minderung

  17. Abgasreinigungsverfahren für Heizölfeuerungen - Einsatz von leichtem Heizölzur NOx-Reduzierung sind wegen des geringen Stickstoffgehaltes (< 500 ppm) im Brennstoff Primärmaßnahmen ausreichend: - Verbrennung mit niedrigem Luftverhältnis - Rauchgasrezirkulation - NOx-arme Brenner - Luftstufung in der Brennkammer- Einsatz von schwerem Heizöl Entstaubung, : Elektrofilter, Gewebefilter; erforderlich wegen hohem Brennstoffaschegehalt (ca. 0,15 %) Schwermetall- (bei Elektrofiltern werden wegen des ungünstigen Staubwiderstandes der Aschen nur abscheidung Abscheidgrade von 80 - 90 % erreicht; Reingaskonzentration: 10 – 20 mg/m3) Entstickung : SCR oder SNCR; erforderlich wegen Stickstoffgehalt von schweren Heizölen (bis 0,5 %) Reingaskonzentration: < 200 mg/m3 Entschwefelung : Kalk-/Kalksteinwaschverfahren, Sprühabsorptionsverfahren; wegen S-Gehalt im Brennstoff; Reingaskonzentration: < 200 mg/m3

  18. Spezifische Investition €/kW % Gesamtanlage, 550 MWel Steinkohle 1100 100 Kessel/Turbine/Generator 791 72 Entschwefelung (Kalksteinwäscher) 137 12,4 Stickoxidminderung (SCR-Verfahren) 69 6,3 Staubabscheidung (Elektroabscheider) 51 4,6 Sonstige (Abwasserreinigung, etc.) 52 4,7 Kraftwerksinvestitionen - Anteile der Anlagenkomponenten

  19. Anlage • Bestehende Anlage • Kohlekraftwerk • 1 Block mit 1.145 MW Feuerungs- wärmeleistung • Steinkohle, Petrolkoks, (Heizöl S) • 147,4 t/h Kohledurchsatz • Staubfeuerung (20 Brenner, 5 Kohlemühlen • Abgasmenge 1,45 * 106 m³/h (Normbedingungen und trockenes Abgas) • Inbetriebnahme 1986 • RL 2001/80/EC ist einschlägig Emissionsminderung Kohlekraftwerk

  20. Abgasreinigungstechnik DreistufigeAbgasreinigung • Stickstoffoxidminderung durch selektive katalytische Reduktion (SCR) Reduktionsmittel: Ammoniak, druckverflüssigt gelagert Katalysator: Platten, katalytisch beschichtet • Staubabscheidung mittels elektrostatischem Filter (EGR) • Entschwefelung der Abgase im Wäscher >> 5 – stufiger Wäscher mit Oxidationsstufe Waschmedium:Kalksteinmehlsuspension (CaCO3) • Verwertung der Reststoffe Gips aus der REA: Zementwerk EGR – Staub (Flugasche) Zementwerk Feuerraumasche: Rückführung in die FeuerungSchlamm aus der Abwasseraufbereitung: Zementwerk (vermischt mit REA-Gips) Emissionsminderung Kohlekraftwerk

  21. Abgasreinigungstechnik Emisions- überwachung Abgas- entschwefelung Kessel SCR Elektrofilter

  22. Kraftwerk für Schweres Heizöl 2 x 1.007 MW Feuerungswärmeleistung

  23. Kraftwerk für Schweres Heizöl >> Daten der Anlage • Feuerungswärmeleistung: 2 x 1.007 MWth • Brennstoff: Schweres Heizöl • Brennstoffdurchsatz: 2 x 97 m³/h • Abgasreinigungssystem: Entstickung (SCR) Elektrofilter Entschwefelungswäscher • Anforderungen: Schwefelabscheidegrad > 85 % SO2 < 400 mg/m³ Staub < 50 mg/m³ NOx< 150 mg/m³ • Sorprtinsmittel: Kalkmilch • Inbetriebnahme: 1993/94

  24. Kraftwerk für Schweres Heizöl >> Fließbild Abgasreinigungssystem Heizöllager Emissions-überwachung Abgasent-schwefelung SCR Kessl Elektrofilter

  25. Kraftwerk für Schweres Heizöl >> Emissionswerte

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