Ersatzbrennstoffe – die Alternative zur Kohle?

Der Einsatz von biomasse- und abfallbasierten Ersatzbrennstoffen in Kohlekraft­werken gewinnt an Bedeutung. Dabei ist die Mitverbrennung von EBS mit einer Reihe von Schwierigkeiten verbunden, wie Michael Nolte und Kai Keldenich von der Evonik Energy Services GmbH in Essen untersucht haben:  

Erfahrungsgemäß stellen Kohlekraftwerke recht hohe Anforderungen an biomasse- und abfallbasierte Ersatzbrennstoffe (EBS). Kriterien sind die chemische Zusammensetzung insbesondere bezüglich der Komponenten Chlor, Schwefel und Alkalien, der Heizwert und das Ascheschmelzverhalten, die Lagerfähigkeit (biologische Stabilität und Wasserresistenz), die Mahlbarkeit sowie die Konsistenz und Korngrößenverteilung. Daneben sind auch Standortgegebenheiten wie der vorhandene Feuerungstyp des Kraftwerkes (Staub- oder Wirbelschichtfeuerung) von Bedeutung. Die Ersatzbrennstoffe sollten kohleähnliche Materialeigenschaften aufweisen – je weiter sich die Materialeigenschaften des EBS denen des Primärbrennstoffes Kohle annähern, desto leichter, kostengünstiger und damit wirtschaftlicher können sie in den vorhandenen Kraftwerksprozess eingebunden werden.

Dem Kraftwerksprozess geht die Prüfung der Materialeigenschaften und der vorhandenen standortspezifischen Randbedingungen wie Lagerungskonzept, Beschickungseinrichtungen, Feuerungs- und Dampferzeugerdesign, Abgasreinigungsleistung, Lastfahrweise des Kraftwerks sowie Art und Lage der bestehenden Nebenanlagen voraus. Zusätzlich sollten die Anforderungen einer möglichen Reststoffverwertung der Kraftwerksnebenprodukte wie Dampferzeuger- und Flugasche berücksichtigt werden. Die Heizwerte von Ersatzbrennstoffen sind verhältnismäßig niedrig, wodurch sie eher für einen Einsatz in Braunkohlefeuerungen als in Steinkohlefeuerungen geeignet sind. Aufgrund der besonders niedrigen Braunkohlebe­reitstellungskosten finden EBS allerdings kaum in Braunkohlefeuerungen Verwendung. Bei Steinkohlefeuerungen hingegen erfolgt der Einsatz von Ersatzbrennstoff vor allem bei Wirbelschichtfeuerungen. Der hierfür notwendige Aufbereitungsaufwand für EBS ist in der Regel deutlich geringer als bei Staubfeuerungen.

Direkte, indirekte, parallele Mitverbrennung

Die Einbindung von biomasse- und/oder abfallbasierten Ersatzbrennstoffen erfolgt über den Prozess der Mitverbrennung, bei dem ein Teil des fossilen Primärbrennstoffs Kohle durch einen regenerativen oder zumindest teilregenerativen Sekundärbrennstoff substituiert wird. In den letzten Jahrzehnten haben sich hier vielfältige Lösungen (direkte, indirekte, parallele Mitverbrennung) entwickelt, die jeweils unterschiedliche Auswirkungen (spezifische Vor- und Nachteile) auf Effizienz, Betrieb und Lebensdauer einzelner Aggregate wie auch des gesamten Kraftwerks haben können. Die direkte Mitverbrennung stellt die einfachste und kostengünstigste Form der Mitverbrennung dar. Allerdings können die heterogene Zusammensetzung des Materials, anhaftende Verschmutzungen, Verschlackungen oder Korrosionen die Mitverbrennungsrate verringern und die Verfügbarkeit des Kohlekessels verkürzen. Dies gilt insbesondere für die Bereiche Überhitzer, Luftvorwärmer und SCR-Katalysator.

Bei der direkten Mitverbrennung werden der Ersatzbrennstoff und der Regelbrennstoff Kohle im gleichen Reaktor thermisch umgesetzt. In Abhängigkeit von der EBS-Charakteristik und des vorhandenen Dampferzeugertyps kann jedoch die Aufbereitung und Brennstoffzufuhr unterschiedlich gestaltet sein. Im Fall eines staubgefeuerten Kohlekessels ist zumeist eine zusätzliche Aufbereitung des EBS notwendig. Erfolgt diese zusammen mit der Kohle, wird der EBS vor der Kohlemühle zugemischt. Kohle und EBS werden gemeinsam in einer Mühle gemahlen und als Mischung über gemeinsame Brenner der Feuerung zugeführt.

Foto: Dr. Jürgen Kroll

Foto: Dr. Jürgen Kroll

Erfolgt die EBS-Aufbereitung in einer separaten Einheit (zum Beispiel in einer Hammermühle), wird der EBS der Kohle in der Regel erst nach der Kohlemühle zugemischt und dann mit der Kohle über gemeinsame Brenner der Feuerung geführt. Der EBS kann auch ungemischt als separater Einzelstrom entweder über separate Zuführeinrichtungen an den bestehenden Brennern oder aber über vollständig getrennte EBS-Brenner oder -Lanzen der Feuerung zugeführt werden. Erfolgt die Zufeuerung des EBS über separate Brenner/Lanzen, können die stöchiometrischen Verbrennungsbedingungen an den Brennern/Lanzen auf den jeweiligen Brennstoff angepasst werden. Bei Wirbelschichtfeuerungen können die verschiedenen Zufuhrmöglichkeiten zum Kohlekessel ohne zusätzliche mechanische Vorbehandlung erfolgen. Die Wirbelschichtfeuerung erweist sich flexibler bezüglich des Korngrößenspektrums als eine Staubfeuerung.

Bei der deutlich kostenintensiveren und komplexeren indirekten Mitverbrennung wird der Verbrennung im Kohlekessel eine thermische Vorbehandlung für den EBS in Form eines Vergasers oder einer Pyrolyse vorgeschaltet. Das dabei entstehende Synthesegas und Bioöl-/Biokoksgemisch wird gegebenenfalls noch vorgereinigt und anschließend über separate Brenner im Kohlekessel verbrannt. Eine mechanische EBS-Aufbereitung kann entfallen. Die Überführung potenzieller Schadstoffe wie Schwermetalle oder anderer unerwünschter anorganischer Verbindungen in den Kohlekessel lässt sich vermeiden, die Mitverbrennungsrate liegt höher und der Kohlekessel wird nicht nachteilig beeinträchtigt.

Bei der parallelen Mitverbrennung als der mit Abstand kostenintensivsten Variante erfolgt die thermische Umsetzung von Kohle und EBS in zwei voneinander getrennten Feuerungsanlagen, was auch die komplette Abgasreinigung einschließt. Nur wasserdampfseitig erfolgt eine Kopplung der beiden Kreisläufe. Der Wasser-Dampf-Kreislauf des EBS-Dampferzeugers ist im Wasser-Dampf-Kreislauf des Kohlekessels integriert. Der separate EBS-Dampferzeuger ist speziell auf den EBS abgestimmt. Durch die ausschließliche Kopplung über den Wasser-Dampf-Kreislauf gelangen keine Abgase vom EBS-Dampferzeuger in den Kohlekessel. Diese werden getrennt über die Abgasreinigungsanlage des EBS-Dampferzeugers gereinigt. EBS-bedingte Verschmutzungs-, Verschlackungs- und Korrosionserscheinungen im Kohlekessel können komplett vermieden werden. Es gibt keinen direkten Kontakt zwischen dem Abgas aus der EBS-Verbrennung und dem Abgas aus der Kohleverbrennung. Nachteil der parallelen Mitverbrennung ist – je nach Dampfeinkopplungspunkt in den Kohlekesseln – eine deutlich geringere Mitverbrennungsrate im Vergleich zur indirekten Mitverbrennung.

Die Korrosionsproblematik

In Kohlekraftwerken treten Korrosionsvorgänge vor allem im Bereich des Dampferzeugers auf und können durch die Beimischung von EBS aufgrund ihrer elementaren Zusammensetzung noch verstärkt werden. In Abhängigkeit der Reaktionspartner kann es sich dabei um einen chemischen, elektrischen oder metallphysischen Vorgang handeln. Das Korrosionsrisiko wird im Wesentlichen von Verbrennungsbedingungen, Rohrwandtemperatur und Gehalt an korrosionsrelevanten Elementen bestimmt. Wichtige korrosionsrelevante Materialkenndaten sind beispielsweise der Chlor- und Schwefelgehalt im Brennstoff sowie die Anteile von Schwermetallverbindungen, Alkali- und Erdalkalimetallverbindungen in der Asche.

Mit diesen Brennstoff- und Aschekomponenten können Korrosionskennzahlen bestimmt werden – als Anhaltspunkt hinsichtlich des zu erwartenden Korrosionsrisikos. Korrosionsvorgänge in der vorhandenen Feuerung und dem vorhandenen Dampferzeuger lassen sich mit Korrosionskennzahlen nicht ausschließen. Korrosionserscheinungen können in verschiedenen Bereichen des Dampferzeugers auftreten und durch verschiedene Mechanismen hervorgerufen werden. Zu nennen sind die Sauerstoffmangel-, die Salzschmelzen-, die Hochtemperatur-Chlor-und die Taupunkt-Korrosion.

Sauerstoffmangel-Korrosion: Vor allem an den brennernahen  Feuerraumwänden  des Dampferzeugers können sauerstoffarme Abgasatmosphären in Form von CO-Strähnen vorliegen. Durch eine unvollständige Oxidation kann die schützende Oxidschicht Fe2O3 der Dampferzeugerwand angegriffen beziehungsweise deren Aufbau behindert werden. Die Gegenwart von Chlor kann den Vorgang sogar noch fördern.

Foto: Dr. Jürgen Kroll

Foto: Dr. Jürgen Kroll

Salzschmelzen-Korrosion: Im Bereich der Feuerraumwände können Chlor- und Schwefelalkaliverbindungen in aggressiver, schmelzflüssiger Form vorliegen, die durch Reaktionen zwischen Schwefel beziehungsweise seine Verbrennungsprodukte SO2 und SO3 mit den in der Asche vorkommenden Oxiden wie Na2O und K2O hervorgerufen werden. Schwermetalloxide wie CuO, PbO oder ZnO können diesen Korrosionsvorgang noch verstärken.

Hochtemperatur-Chlor-Korrosion: Im Bereich der Überhitzerheizflächen können Alkalichloride, insbesondere NaCl und KCl, kondensieren und durch SO2 bei oxidierender Atmosphäre sulfatisieren. Durch die Sulfatisierung der Alkalien in den Aschebelägen wird elementares Chlor freigesetzt, welches wiederum mit dem Eisen der Werkstoffoberfläche zum Eisenchlorid reagiert und in Abhängigkeit der vorherrschenden Wandtemperatur verdampft. Eine Zersetzung des Eisenchlorids durch anschließende Reaktionen mit Sauerstoff und Schwefeloxiden führt wieder zur erneuten Freisetzung von elementarem Chlor, sodass an den Überhitzerheizflächen des Dampferzeugers ein interner Korrosionskreislauf entstehen kann.

Taupunkt-Korrosion: Durch abkühlungsbedingte Temperaturunterschreitungen kann es im Bereich des Economizers (ECO) und des Luftvorwärmers zur Belagsbildung und zur Säure-Kondensation (vor allem H2SO4 und HCl) kommen. Die entstehende Säure greift die Metalloberfläche der jeweiligen Anlagenkomponente an.

Nach den Erkenntnissen von Michael Nolte und Kai Keldenich spielen vor allem Chlor und seine Verbindungen eine entscheidende Rolle: „Hohe Chlor-Gehalte im Brennstoff können in Abhängigkeit der Verbrennungsbedingungen im Dampferzeuger zu hohen Korrosionsraten führen, die dann ein frühzeitiges Versagen von Verdampfer- und Überhitzerrohren innerhalb weniger tausend Betriebsstunden bewirken.“ Wie es weiter heißt, können – auf Grundlage der derzeitig durchgeführten Diskussionen zur Kor­rosion von Dampferzeugerkomponenten nach Freisetzung von Chlorverbindungen aus unterschiedlichen Ersatzbrennstoffen – noch keine eindeutigen Zusammenhänge zwischen den im Brennstoff vorhandenen Chlorverbindungen (anorganisch oder organisch) abgeleitet werden: „Eine Unterscheidung in organische und anorganische Chlorverbindungen kann noch nicht zu einer eindeutigen Vorhersage der Korrosionsproblematik führen.“ Aus der EBS- und Abfallverbrennung sei allerdings bekannt, „dass die unterschiedlichen anorganischen Chlorverbindungen in Abhängigkeit von der Feuerungstemperatur in die Gasphase übergehen. So ist beispielsweise die Flüchtigkeit unterschiedlicher Schwermetalle wie Blei und Zink vor allem auf den Anteil des Chlors im Brennstoff zurückzuführen.“ Bekannt sei auch, „dass organisch-gebundenes Chlor bereits unterhalb von 400 Grad Celsius in der Pyrolyse- und Entgasungszone der Feuerung freigesetzt wird. Bei anorganischem, das heißt als Chlorid-gebundenem Chlor treten Verflüchtigungen erst bei höheren Temperaturen auf. Aus der Abfallverbrennung ist bekannt, dass etwa 80 Prozent des Chlors als Chlorwasserstoffgas HCl und etwa zehn bis 15 Prozent als Chloride in die Gasphase überführt werden.“

Was auch eine Rolle spielt

Bei dem Einsatz von EBS in Kohlekraftwerken sollte zusätzlich das Verhalten der Alkalichloride bei einem Überschuss von Schwefeloxiden im Abgas betrachtet werden, da in Kohlekraftwerken seit einiger Zeit bevorzugt schwefelreichere Kohlen eingesetzt würden: „Durch einen erhöhten Anteil an SO3 im Abgas werden gebildete Alkalichloride bevorzugt sulfatiert und dadurch Alkalisulfate gebildet. Eine Alkalisulfatschicht auf den Rohrwänden der Überhitzerheizflächen kann eventuell zu einer Schutzschicht der Überhitzerheizflächen gegen Korrosionsvorgänge führen.“ Das Verhalten der Alkaliverbindungen bei hohen SO3-Konzentrationen im Abgas führe zur Überlegung, dass bei der Mitverbrennung von EBS in Kohlekraftwerken verringerte Korrosionsraten beim Einsatz von schwefelreichen Kohlen auftreten könnten. Hinsichtlich eines möglichen Einsatzes von Ersatzbrennstoffen in einem bestehenden Kohlekraftwerk sollte daher geprüft werden, welcher EBS mit welcher Kohle im Kraftwerk mitverbrannt werden soll, um nachteilige Auswirkungen für den Kraftwerksprozess bedingt durch Korrosionserscheinungen abschätzen zu können: „Es ist bekannt, dass vor allem chlorbedingte Korrosionen beim Erreichen von hohen Dampfparametern ein klar erkennbares Phänomen darstellen, das bis heute noch nicht durch technische Maßnahmen vollkommen beherrscht wird.“

Wohin der Trend geht – flexible Kohlekraftwerke

Vor dem Hintergrund  der energiepolitischen Rahmenbedingungen in Deutschland stellen Michael Nolte und Kai Keldenich fest, dass der Betrieb steinkohlegefeuerter Kraftwerke künftig noch häufiger von Teil-/Schwachlastfahrweisen sowie Anlagenstillständen geprägt sein dürfte als bisher. Gleichzeitig werde dabei die Forderung zunehmen, durch schnelle Lastanhebung beziehungsweise -absenkung oder schnelles An-/Abfahren des Kraftwerkes auf witterungsbedingte Fluktuationen der erneuerbaren Energien zu reagieren, um den Strombedarf auszugleichen und die Übertragungsnetze zu stabilisieren.

Künftig würden sich insbesondere diejenigen Kohlekraftwerke am Markt behaupten, „die sich neben geringen Stromgestehungskosten (Merrit Order) auch durch einen schnellen und kostengünstigen An-/Abfahrvorgang, einen Schwachlastbetrieb mit möglichst niedriger Gesamtlast sowie einen flexiblen Betrieb mit schnellen Lastwechseln auszeichnen können. Die häufigen An-/Abfahrvorgänge sowie die häufigen Teil-/Schwachlastfahrweisen führen bei den konventionellen Kraftwerken letztlich zu deutlich niedrigeren Volllastbetriebsstunden (Vh). So sind die Volllastbetriebsstunden für bestimmte Kraftwerksstandorte inzwischen sogar schon auf unter 4.000 Vh abgesunken, und es ist damit zu rechnen, dass dieser Trend noch weiter zunehmen wird.“ In Zeiten mit hohen Solar- und Windstromanteilen könnten Kohlekraftwerke für mehrere, aneinander folgende Tage still stehen. Die Anforderung des Kohlekraftwerkes, Strom zu produzieren, könne nicht langfristig vorhergesagt werden.

Gleiches gelte für Teillastfahrweisen während des Tages. Ist das Kraftwerk schließlich in Betrieb, führen die häufigen Lastwechsel des Kraftwerkes in der Regel dazu, dass auch die Menge des EBS-Anteils entsprechend der Kohlemenge angepasst werden muss, um den Anteil der Feuerwärmeleistung durch den EBS, bezogen auf den jeweiligen Ist-Zustand, nicht zu überschreiten. Erhöhte Anteile an EBS veränderten die Abgaszusammensetzung, sodass sich erhöhte Schadstoffgehalte im EBS (zum Beispiel Chlor, Alkalie) negativ auf den Kraftwerksprozess (zum Beispiel Korrosion) auswirken könnten. Bei der parallelen Mitverbrennung komme noch hinzu, dass aufgrund der wasserdampfseitigen Kopplung ab einer bestimmten Teillastfahrweise gar keine Mitverbrennung mehr möglich sei. Die untere Grenze im Teillastbetrieb hänge dabei vom Einkopplungspunkt in den Wasser-Dampf-Kreislauf des Kohlekraftwerkes ab. Da Ersatzbrennstoffe sehr häufig auf Stoffe aus der Abfallwirtschaft basieren, unterliegen sie unter Umständen einer zusätzlichen Entsorgungspflicht. Ein variabler Anlagenbetrieb in Abhängigkeit von der Strommarktsituation sei hier nicht vorgesehen. Außerdem sei das Einspeichern von abfallstämmigen Brennstoffen aufgrund der biologischen Aktivität einiger Abfallfraktionen und der Genehmigungssituation vermutlich nur bedingt möglich.

Nur in Kraft-Wärme-Kopplung sinnvoll

Bei den Überlegungen bezüglich eines möglichen Einsatzes von Ersatzbrennstoffen in einem bestehenden Kohlekraftwerk müsse daher berücksichtigt werden, wie die derzeitige und künftig zu erwartende Betriebssituation des Kohlekraftwerkes aussieht, um eine Mitverbrennung wirtschaftlich wie auch genehmigungsrechtlich realisieren zu können. Bei Kraftwerken, die über sehr flexible Anforderungskriterien verfügen, werde der Prozess einer wirtschaftlichen Mitverbrennung deutlich erschwert. Häufige Teil-/Schwachlastfahrweisen könnten sogar eine parallele Mitverbrennung, in Abhängigkeit vom Einkopplungspunkt in den Wasser-Dampf-Kreislauf des Kohlekraftwerkes, vollständig verhindern. Der künftige Einsatz von EBS erscheint Michael Nolte und Kai Keldenich deshalb nur in Kraftwerken mit Kraft-Wärme-Kopplung sinnvoll, die noch überdurchschnittlich hohe Betriebsstundenzahlen aufweisen. In Kohlekraftwerken ohne Wärmeauskopplung werde die Mitverbrennung von EBS eher ab- als zunehmen.

Der vollständige Artikel „Alternative Brennstoffe im Verbund mit Kohlekraftwerken – Zukünftiger Einsatz von Ersatzbrennstoffen aus Sicht der Kraftwerkstechnik“ von Michael Nolte und Kai Keldenich kann nachgelesen werden, in Energie aus Abfall, Band 12, hrsg. von K. J. Thomé-Kozmiensky, TK Verlag Karl Thomé-Kozmiensky 2015, ISBN 978-3-944310-18-3

Foto: RWE Power AG (Kraftwerk Neurath)

(EUR0815S20)