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7/8 | 2014

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SPECIAL Thermische

SPECIAL Thermische Verwertung/Abluftreinigung Bild 1: Misch- und Messmodule, Außenansicht und Eindüslanze SNCR-Technologie für Kraftwerke Die Einhaltung neuerer und strengerer NO x -Emissionswerte für Stein- und Braunkohle befeuerte Kesselanlagen, die Mitverbrennung von alternativen Brennstoffen wie Biomasse sowie eine gesteigerte Betriebsflexibilität erfordern einerseits effiziente, andererseits kostenwirksame Technologien zur Emissionsreduzierung. In Großfeuerungsanlagen kam zumeist das SCR-Verfahren zum Einsatz. Allerdings haben die neuesten Entwicklungen und Verbesserungen von ERC den Anwendungsbereich der SNCR-Technologie für größere Kesselleistungen und größere Abscheidegrade deutlich erweitert. Moderne Regelungskonzepte und die Kombination mit Primärmaßnahmen unterstützen diese Entwicklungen. Dr.-Ing. Wolfgang Schüttenhelm Dementsprechend wird die SNCR-Technologie nicht zuletzt aufgrund ihrer geringeren Investitionskosten zu einer sehr attraktiven Option für größere kohlebefeuerte Kessel, die den zukünftigen EU-Standard von 200 mg/Nm 3 für vorhandene Anlagen einhaltenmüssenoderdie mit für SCR- Katalysatoren kritischen Brennstoffen betrieben werden. Besonders vorteilhaft ist die SNCR-Technologie in solchen Fällen, in denen Braunkohle oder Biomasse eingesetzt werden, denn der bei SCR-Anlagen benötigte Katalysator würde hier schneller erodieren oder altern als bei konventionellenSteinkohlefeuerungen. EU-Vorgaben mit neuen Grenzwerten Im Rahmen der Harmonisierung der Umweltgesetzgebung hat die EU die neue Großfeuerungsverordnung 2001/80/EG erlassen. Alle Mitgliedsstaaten müssen diese Verordnung in nationalesRecht umsetzen.Dabei werden sowohl nationale Gesamtemissionswerte als auchspezifische Emissionswerte eingeführt. Bestehende Kraftwerke müssen dabei erweiterteEmissionsminderungsmaßnahmen biszum 31.12.2015 implementieren, sofern sie die neuen Grenzwerte bisher noch nicht einhalten. Neue Anlagen müssen die für sie defi- SCR werden erforderlich. Dabei wurde bis vor wenigen Jahren die SNCR nicht für Großfeuerungsanlagen eingesetzt, da mit der damals verfügbaren Technologie die erforderlichen hohen NO x - Abscheidegrade nicht erreicht werden konnten. Andererseits ist die SNCR das bevorzugte Verfahren aufgrund der signifikant geringeren Anschaffungskosten, insbesondere wenn man berücksich- Tabelle: NO X -Emissionsgrenzwert für bestehende kohlegefeuerte Großkraftwerke Heute ab 01.01.2016 NO x -Emission, Tagesmittelwert [mg/Nm³, tr. @ 6 Vol.-% O 2 ] < 500 < 200 nierten Grenzwerte bereits seit demJahr 2008einhalten. Um diesen neuen niedrigeren Grenzwert einhalten zukönnen, reichen Primärmaßnahmen wie NO x -optimierte Brenner (low NO x burners, LNB) und Oberluft(overfireair systems, OFA) mit gestufter Verbrennung nicht mehr aus. Sekundärmaßnahmen wie SNCR oder tigt, dass viele der betroffenen Kraftwerke nur noch eine begrenzte Lebenszeit im Vergleichzuneuen Kraftwerken aufweisen. Mittlerweile sind moderne Feuerungsanlagenselbstfür steinkohlegefeuerte Anlagen in der Lage, NO x -EmissionenimBereich von300 bis 350 mg/Nm 3 odersogar darunterallein mit Primärmaßnahmen zu erreichen. 12 UmweltMagazin Juli -August2014

Parallel dazu konnte ERC seine SNCR-Technologie verbessern, indem ERCEindüslanzen undDüsen mit deutlich größerer Eindringtiefe in große Feuerungsräume zur optimalen Verteilung des Reduktionsmittels entwickelte. Kombiniert mit schnellen Temperaturmesssystemen des Profils über den Kesselquerschnitt, verbesserte Regelung und Nutzung des harnstoffbasierten Reduktionsmittels carbamin 5722 kann NO x um mehr als 40 Prozent bei gleichzeitig niedrigem Schlupf reduziert werden. Dagegen kann Ammoniakwasser für Feuerungsräume mit großen Querschnitten nicht verwendet werden, daesaufgrund seines höheren Dampfdruckes quasi sofort verdampft und sich somit nicht gleichmäßig verteilen lässt. Harnstoff dagegen muss nach Verdampfung des umgebenden Wassers zunächst thermisch zersetzt werden, bevor das dabei entstehende Ammoniak zur Reaktion bereitsteht. Dieser Prozess bedarf mehr Zeit und sorgt für eine höhere Eindringtiefe sowie eine erhöhteReaktionsverweilzeit. Grundlagen der SNCR (Selective Non Catalytic Reduction) BeiSNCRhandelt es sichumdie Reaktionvon Ammoniumverbindungenmit Stickstoffmonoxid (NO) und Stickstoffdioxid ohne Katalysator im Temperaturbereich von 850 bis 1100 °C entsprechendder folgendenReaktionen: carbamin 5722 / CO(NH) 2 + NO + O 2 N 2 + H 2 O + CO 2 Der erreichbare Umsatz dieser Gesamtreaktion beziehungsweise das Ausmaßvon Nebenreaktionenist starkvon der Reaktionstemperatur abhängig. Die optimale Reaktionstemperatur wiederum hängt von der Zusammensetzung der zubehandelnden Rauchgase ab. Bei Rauchgasen mit hohem Sauerstoffgehalt liegtdie optimale Reaktionstemperatur wesentlich niedriger als bei Rauchgasen mit geringer O 2 -Konzentration. Kohlenmonoxid und Wasserstoff sowie Wasserdampf beeinflussen die NO x -Abbaureaktionen in ähnlicher Weise. Das Reduktionsmittel wird inwässrigerLösung vordem Reaktionsraum im N Bild 2: Tomografie zur Darstellung der Temperaturverteilung und Aufteilung des Querschnittes des Feuerungsraums in Temperaturzonen Rauchgas verteilt. Je nachAufgabenstellung werden mit unterschiedlichenDüsentypenund Eindüssystemen Reduktionsmitteltropfen erzeugt und gleichmäßig über den Reaktionsquerschnitt verteilt. Das Eindüssystem wird so konzipiert, dass die Reaktion im richtigen Temperaturbereich stattfinden kann. Nicht umgesetztes Reduktionsmittel kann zu Ammoniakschlupf führen. SNCR: Prozess- und Anlagenbeschreibung Die typische ERC-Anlage zur Stickoxidminderung besteht im Wesentlichen aus: 7 Lager für das NO x -Reduktionsmittel carbamin 5722, 7 Misch- und Messmodul, 7 Eindüssystem und 7 Temperaturmesssystem, umschnelle und zuverlässige Signale für die SNCR-Regelungzuerhalten. Das Lager des harnstoffbasierten Reduktionsmittels carbamin 5722 besteht seinerseits aus einem Entlade- und Befüllsystem, beheizten und isolierten Lagertanks sowie Druckerhöhungspumpen. Im Misch- und Messmodul wird das Reduktionsmittel und Verdünnungswassergemischt und auf die Rohrleitungen derEindüsstellenverteilt. Regelventile für Verdünnungswasser, Reduktionsmittel und Druckluft stellen die benötigtenMengensicher. Das Eindüssystem – bestehend aus Lanzen und Düsen, die in mehreren Ebenen angeordnet sein können –befindet sich auf der Kesselwand imBereichvor den Überhitzern. Im Allgemeinen werden je nach Abscheidegrad, Lastbereich und Verschmutzungsverhaltendes Feuerungsraumesein bisdrei Ebenen gewählt. Die Stutzen des Temperaturmesssystems wiederum werden entweder zwischen den SNCR-Ebenen oder unterhalb der untersten Eindüsebene angeordnet. Das Temperaturmesssystem muss so konfiguriert werden, dass die Temperatur einzelner Zonen des Feuerraumquerschnitts ermittelt wird. Diese Informationwirdzur Steuerungder Eindüslanzen genutztund um sicherzustellen, dassdie Reaktion bei deroptimalen Betriebstemperatur erfolgt. Die Temperaturverteilung kann beispielsweise auch als tomografischesDiagramm dargestellt werden (siehe Bild 2). SNCR für einen kohlegefeuerten Kessel von 225 MW el Elektrownia „Rybnik“ S.A. (ERSA), Mitglied der EDF-Gruppe,betreibtacht kohlegefeuerte Blöcke mit Kapazitäten von215 bis225 MW el am StandortRybnik inPolen. Es handelt sich umein konventionelles Kraftwerk, indem lokale Steinkohle und bis zu20Prozent Biomasse eingesetztwird. Nachdem es sich zeigte, dass die Nachrüstung der Primärmaßnahmen nicht ausreichend war, umdie neuen Grenzwerte einzuhalten, beschloss ERSAzunächst Block4mit SNCR nachzurüsten. ERC startete im August 2009 mit Temperaturmessungen, um die Lage derStutzen füreinenGroßversuch festzulegen. Dieser Versuch wurde im November 2009erfolgreichabgeschlossen. NO x konnte von 300 bis 320 mg/Nm 3 auf 180 mg/Nm 3 gemindert werden,jeweils bezogenauf 6Vol.- UmweltMagazin Juli -August2014 13

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