- Abgasreinigung - Anwendung BREF LCP Klaus Warnatz Short Term Expert ehm. Landesumweltamt Brandenburg Tel: 049355/535 434 E-mail: kawarnatz@t-online.de Anwendung BREF LCP - Abgasreinigung - Die konkrete und zügige Durchführung des Genehmigungsverfahren für Anlagen nach Anhang 1 der IPPC-Richtlinie ist ein unverzichtbarer Beitrag zur ökologischen und ökonomischen Entwicklung des Landes. Die Verfahrenswege müssen dabei für alle Beteiligte wie Betreiber von Anlagen, Antragsteller für neue Anlagen, Ingenieurbüros und Behörden kalkulierbar sein. Dieser Anspruch an die Verwaltung wird durch Umsetzung der IPPC-Richtlinie in den Mitgliedsländer der EG nicht geringer. Das Ziel der IPPC-Richtlinie ist die Verminderung der Umweltverschmutzung durch Industrieanlagen, Abfallanlagen und Tierhaltungsanlagen. Durch ein integriertes Konzept sollen die Emissionen in die Luft, Einleitungen in das Wasser und Verunreinigungen des Bodens unter Einbeziehung der Anfallwirtschaft soweit wie möglich vermeiden werden und, wo dies nicht möglich ist, zu vermindern. Es soll ein hohes Schutzniveau für die Umwelt insgesamt zu erreichen werden und die Verlagerung der Umweltverschmutzung von einem Medium auf das Andere vermeiden werden. Dabei sollten diese Belange des integrierten Umweltschutzes von der zuständigen Behörde in einem Genehmigungsverfahren geregelt werden. Im Handbuch wird die schrittweise Vorgehensweise im Genehmigungsverfahren erläutert. Er soll den Mitarbeitern der Genehmigungsbehörde helfen das Genehmigungsverfahren für Anlagen nach Anhang 1 der EGO 152/2005 zu koordinieren, durchzuführen und mit einem integrierten Genehmigungsbescheid abzuschließen. Dazu soll es im Anhang des Handbuchs Formulare, Musterschreiben, Checklisten, Berechnungsverfahren zur Bestimmung der erforderlichen Schornsteinhöhe, sowie einen Muster-Bescheid für die Genehmigung von Anlagen geben.

Umweltschutztechnik bei Kohlekraftwerken

BAT: Staub 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 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

BAT: Schwermetalle 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

Kosten: Staub - Minderungsmaßnahmen 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

Investitionskosten für Gewebefilter [Rentz 2002]

BAT: SO2 - Emissionen 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 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)

Kosten: Schwefeldioxid - nasse Rauchgaswäsche 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: Sprüh-Absorptionsverfahren, Trockenadditiv-Verfahren 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)

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 %) Maßnahmen Erreichbare NOx- Minderung Reduzierung des Luftüberschusses bis ca. 10 % Luftstufung, vertikale Brennstoffstuf. ca. 10 – 40% Rauchgasrückführung bis ca. 20 % Low-NOx-Brenner ca. 20 – 30%

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

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

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

Kosten: NOx - Minderung 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

Abgasreinigungsverfahren für Heizölfeuerungen - Einsatz von leichtem Heizöl zur 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

Kraftwerksinvestitionen - Anteile der Anlagenkomponenten 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 Allgemeine Merkposten zu den Randbedingungen der Kostenberechnung

Bestehende Anlage 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

Abgasreinigungstechnik Dreistufige Abgasreinigung 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 Feuerung Schlamm aus der Abwasseraufbereitung: Zementwerk (vermischt mit REA-Gips) Emissionsminderung Kohlekraftwerk

Abgasreinigungstechnik Emisions- überwachung Abgas- entschwefelung Kessel SCR Elektrofilter

Kraftwerk für Schweres Heizöl 2 x 1.007 MW Feuerungswärmeleistung

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

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

Kraftwerk für Schweres Heizöl >> Emissionswerte