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Mittwoch, 24. Januar 2018

Kraftwerkstechnik

Alles testen, was am Markt angeboten wird

Von Manfred Schulze | 26. Oktober 2017 | Ausgabe 43

Neue Quecksilber-Grenzwerte ab 2021 setzen Branche unter Dampf.

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Foto: eins energie in sachsen

Heizkraftwerk Chemnitz: Das Ingenieurbüro E.S.C.H. hat dort mit einem Einblassystem von staubförmigem Hochofenkoks und Kalk entgegen der Strömungsrichtung der Rauchgase gute Erfahrungen bei der Reduzierung der Quecksilberemissionen gemacht.

Die verschärften EU-Grenzwerte für die Quecksilberemissionen von Kraftwerken ab 2021 haben die Betreiber zu enormer Aktivität getrieben: Sie testen derzeit Dutzende von Einzelmaßnahmen, die von der Industrie als vielversprechend und durchaus auch bezahlbar angeboten werden. Das Problem könnte der Faktor Zeit werden – und die Unterschiede bei den Einsatzbedingungen.

Was in zahlreichen US-amerikanischen Steinkohlekraftwerken seit Jahren gute Werte bei der Reduzierung von metallischem oder auch oxidiertem Quecksilber aus den Rauchgasen liefert, muss in Deutschland nicht zwangsläufig auch in einem Braunkohlekraftwerk funktionieren. Und was das Kraftwerk in Jänschwalde in der Lausitz den Grenzwert unter 7 μm/m3 einhalten lässt, funktioniert leider nicht unbedingt ebenso sicher im benachbarten Großkraftwerk Boxberg.

Zu unterschiedlich sind die Kohlesorten hinsichtlich Wasser- und Schwefelgehalt; hinzu kommen die wechselnden Kesselzustände und Abgastemperaturen bei den inzwischen sehr flexiblen Fahrweisen. Selbst die Zahl der eingesetzten Kohlemühlen und die eingeblasenen Luftwirbel oder Spezifika der Rauchgasreinigung führen zu sehr unterschiedlichen Ergebnissen einzelner Methoden, beklagt Jens Ringel von der Leag, der Lausitz Energie Kraftwerke AG.

„Wir können daher heute noch kein Verfahren benennen, das die Einhaltung des neuen Grenzwertes garantiert“, sagte Ringel auf dem Kraftwerkstechnischen Kolloquium Mitte Oktober in Dresden, wo Quecksilber das Topthema war.

Seit 2017 laufen in den Großkraftwerken der Leag insgesamt 17 Feldversuche, ähnlich ist es auch bei den anderen Betreibern. Vor allem mit verschiedenen Aktivkohlefiltersystemen wird experimentiert: mal ohne, mal mit einer zusätzlichen Dotierung mit Brom und an verschiedenen Punkten des Rauchgassystems. „Wir testen praktisch alles, was am Markt als technisch verfügbar angeboten wird“, sagt Ringel.

Seine Zurückhaltung hinsichtlich der bisherigen Ergebnisse wird von den Anbietern der Technologien nicht geteilt, die zudem darauf verweisen, dass es weit mehr Möglichkeiten als Aktivkohle gibt. Zudem gibt es Referenzen, etwa bei der Klärschlammverbrennung, an denen man sich grundsätzlich orientieren könne.

Das Ingenieurbüro E.S.C.H. aus Unterwellenborn in Thüringen hat mit einem Einblassystem von staubförmigem Hochofenkoks und Kalk entgegen der Strömungsrichtung der Rauchgase beste Erfahrungen gemacht und versichert, dass „bis zu 70 % Reduzierung bei metallischem Quecksilber“ möglich seien – auch bei unterschiedlichen Kohlequalitäten. Das hätten Testanlagen im Heizkraftwerk Chemnitz (Braunkohle) ergeben, jetzt sei auch eine Pilotanlage zur Dosierung im Kraftwerk Lippendorf bei Leipzig fertig.

„Wir liegen mit dem Koks deutlich unter den Kosten von Aktivkohle und haben auch ein sehr wartungsarmes System, da es keine bewegten Teile gibt“, sagt E.S.C.H.-Geschäftsführer Werner Kaulbars. Die Kosten für den Einbau einer solchen kompletten Anlage in einen größeren Kraftwerksblock schätzt er auf rund 2 Mio. € – das wäre verkraftbar. Ob dann allerdings der Grenzwert erreicht werde, hänge natürlich von den Ausgangswerten ab.

Auf deutsche Braunkohlekraftwerke übertragbar sind auch Referenzergebnisse der UCC Europe GmbH, Moers, die mit einer Aktivkohleeinblasung in US-Steinkohleblöcken Emissionswerte von bis zu 1 μm/m3 erreicht, die Reduzierungsrate kann mehr als 90 % betragen. Zwar sei die US-Norm nicht mit der europäischen vergleichbar, räumt Vertriebsingenieur Scott Spellman ein. Der Einsatz eines von seinem Unternehmen optimierten Systems neuer Einsprühlanzen für die Aktivkohle im Rauchgaskanal sichere auch hier durch eine gleichmäßige Verteilung von Aktivkohlepartikeln eine hohe Abscheidungsrate des Schwermetalls bei einer gleichzeitigen zusätzlichen SO3-Reduzierung.

Einen völlig anderen Ansatz verfolgt das Unternehmen W.L.Gore Associates, das seit Jahren mit einem Sorbens auf der Basis von Fluorpolymeren arbeitet, die in stapelbaren Modulkästen von 68 cm x 64 cm Kantenlänge in den Rauchgaskanal unmittelbar am Rauchgaswäscher gebaut werden. Zwei Lagen der Module, die Quecksilber (Hg) und SO2 in Tröpfchenform abscheiden, reduzieren die Emissionen um 40 % bis 50 %. Vier Lagen erreichen – abhängig von der Strömungsgeschwindigkeit – bis zu 75 %, berichtet Ole Petzold von Gore.

Pro 500-MW-Block können etwa 2000 solcher Module sinnvoll sein. In den USA erreichen die Referenzobjekte zum Teil Emissionen von nur 1 μm/m3. Um die Wirkung auch bei deutscher Braunkohle nachzuweisen, werde jetzt im Uniper-Kraftwerk Schkopau bei Halle eine solche Anlage in Betrieb genommen und drei Jahre lang getestet. Auch in Polen erfolgt in zwei Kraftwerken ein ähnlicher Versuch, parallel zum Betrieb einer Einblasung mit Aktivkohle.

Die Kosten für all diese Verfahren sind je nach Aufwand für die Kraftwerksumrüstungen und den Betrieb sehr unterschiedlich. Allerdings werben fast alle Anbieter damit, dass allenfalls für die Einblasung der Aktivkohle oder der Abscheider relativ überschaubare Summen anfallen: Genannt werden zwischen 2 Mio. € und 4 Mio. € pro 500-MW-Block.

Die laufenden Kosten für die Aktivkohle hat Thomas Brunne vom technischen Anlagenmanagement der Leag schon einmal durchkalkuliert: Rund 20 kg Aktivkohle sind zur Bindung von 1 g Quecksilber nötig, sagt er. Pro 1 m3 Rauchgas müssen 10 mg bis 200 mg – je nach Anlage und Verfahren – eingeblasen werden. Das ergibt Kosten zwischen 0,34 €/MWh und 1,69 €/MWh. 

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