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Erneuerbare
Energien
Umbau einer bestehenden kohlegefeuerten Kraftwerksanlage auf Biomasse
Christian Storm, Peter Goorden und Thomas Bauthier
1. Konfiguration des Feuerungssystems
vor und nach der Umrüstung ...606
2. Änderungen an den Brennern ...608
3. Verarbeitung und Handhabung der Holzpellets ...609
4. Auslegung des Feuerungssystems ...610
5. Betriebserfahrung ...611
Im Dezember 2009 wurde an die Babcock Borsig Steinmüller GmbH (BBS) der Auftrag für die Änderung des Kraftwerks Rodenhuize 4 in Belgien vergeben. Der Betreiber der Anlage ist NV Max Green, ein Joint Venture zwischen Electrabel (GDF SUEZ) und Ackermans & van Haaren. Der Engineeringpartner für dieses Projekt war Tractebel Engineering (GDF SUEZ). Rodenhuize 4 wurde 1978 gebaut und ursprünglich dafür ausgelegt, Gichtgas (BFG – blast furnace gas) und Schweröl zu verfeuern. 1989 wurde die Feuerung von Schweröl umgestellt. Sechzehn Jahre später, im Jahr 2005, wurden Anpassungen vorgenommen, um die Anlage teilweise mit Biomasse (gemahlene Holz- pellets) zu betreiben. Die ursprünglichen Auslegungsparameter des Dampferzeugers sind in Tabelle 1 angegeben.
Tabelle 1:
Ursprüngliche Auslegungspara- meter des Kessels Rodenhuize 4 Einzeltrommel, Naturumlauf,
Typ wandgefeuerter Kessel mit
Brennern in Boxeranordnung
Baujahr 1978
Dampf 860 t/h
Frischdampfdruck 156 bar ü
Frischdampftemperatur 540 °C
ZÜ-Dampftemperatur 540 °C
ZÜ-Dampfdruck 45 bar ü
Feuerungswärmeleistung bei Kohle 720 MWth Breite: 11,5 m Brennkammerabmessungen Tiefe: 11,5 m Höhe: 44,0 m
BBS wurde mit dem sogenannten Max Green-Projekt als auch mit dem sogenannten Cold-Backup-Projekt für die Änderung des Feuerungssystems beauftragt. Ziel des Max Green-Projekts war es, die Feuerungswärmeleistung des Kraftwerks bei Biomasse von 370 MWth (im Kombibetrieb mit Kohle und BFG) auf 560 MWth (hundert Prozent Biomasse) anzuheben. Gleichzeitig mussten strenge NOx, CO sowie Staubemissionen erfüllt werden.
Der Zweck des Cold-Backup-Projekts war es, die Feuerungswärmeleistung bei Gichtgas von 400 MWth auf 560 MWth zu erhöhen und gleichzeitig die Emissionen einzuhalten.
Während neunzig Prozent der Betriebszeit wird das Kraftwerk Rodenhuize 4 mit einer Feuerungswärmeleistung von 560 MWth mit Biomasse betrieben (Staub aus gemahlenen Frischholzpellets). Während der restlichen zehn Prozent der Betriebszeit wird das Kraftwerk mit Gichtgas betrieben, wenn das Gichtgaskraftwerk bei dem nahe gelegenen Stahlwerk in Revision ist.
1. Konfiguration des Feuerungssystems vor und nach der Umrüstung
Die Konfiguration des Feuerungssystems vor und nach der Umrüstung ist in Bild 1 angegeben. Vor der Umrüstung wurden die 16 alten Kohle- und Wirbelbrenner in Ebene 2 und 3 auf der sogenannten Gent- und Zelzate-Seite mit Biomasse betrieben ohne Anpassungen an den neuen Brennstoff. Die restlichen 8 Brenner in Ebene 1 wurden mit Steinkohle gefeuert. Zusätzlich waren die Brenner in Ebene 1 und 3 mit Erdgasbrennern zur Zündung und Stützung ausgerüstet. Die 16 Gichtgasbrenner waren in Ebene 4 und 5 auf der sogenannten Desteldonk- und Kanaal-Seite installiert. In der alten Konfiguration war es nicht möglich, Biomasse ohne Kohlefeuerung zu verbren- nen. Die Brenner waren nicht für die Randbedingungen des Biomasseaufgabesystems ausgelegt. Eine definierte Zündung der Biomasseflamme war nicht möglich.
Die Lage der Biomassebrenner nach der Umrüstung wurde nicht verändert. Jedoch wurden alle 24 Brenner auf Low-NOx-Holzstaubbrenner umgerüstet. Die Biomasse- brenner in Reihe 1 und 3 wurden mit neuen Low-NOx–Erdgasbrennern für die Zünd- und Stützfeuerung ausgerüstet.
Was die Gichtgasbrenner anbelangt so wurde die Lage der 6 Brenner in Ebene 5 nicht mehr verwendet. Stattdessen wurden die 6 neuen Low-NOx-Brenner in Ebene 2 auf der Seite Desteldonk und Kanaal angeordnet. Die Position der restlichen Gichtgasbrenner in Ebene 4 blieb unverändert.
Zusätzlich zur Änderung der Brenner wurde ein Oberluftsystem (OFA) im Dampfer- zeuger installiert. Es besteht aus 8 OFA-Düsen auf 28 Metern. Vier Düsen befinden sich auf der Seite Gent, während sich die anderen vier an der gegenüberliegenden Wand befinden. Die Luft für das OFA-System wird von den vorhandenen Sekundärluftkanä- len entnommen. Zu diesem Zweck wurden neue Kanäle einschließlich Klappen und Kompensatoren installiert.
Die Änderungen am Lieferumfang von BBS schlossen ein:
• Einbau von 16 neuen Low-NOx-Brennern (Erdgas und Biomasse,)
• Einbau von 8 neuen Low-NOx-Brennern (Biomasse),
• Einbau von 12 neuen Low-NOx-Brennern für Gichtgas,
• Einbau von neuen frequenzgesteuerten Primärluftgebläsen einschließlich Kanälen und Durchflussmesseinrichtungen,
• Einbau von Wasserlanzenbläsern,
• Einbau von zusätzlichen Rußbläsern,
• Einbau von neuen Kanälen für Verbrennungsluft für Biomasse und Gichtgas ein- schließlich Kanälen und Durchflussmesseinrichtungen,
• Einbau von neuen Kanälen für Gichtgas und Abgasrezirkulation einschließlich Durchflussmesseinrichtungen,
• Einbau von neuen Gasvorwärmern für Gichtgas,
• Einbau eines neuen Abgasrezirkulationsgebläses,
Gent Desteldonk Zelzate Kanaal
5 4 3 2 1
5 4 3 2 1
Gent Desteldonk Zelzate Kanaal
Kohle + Erdgas Holzstaub + Erdgas
Holzstaub Gichtgas
Oberluft Bild 1:
Brennerkonfiguration des Kraftwerks vor (oben) und nach der Umrüstung (unten).
• Einbau eines neuen Flammenüberwachungssystems,
• Einbau eines HD-Bypass (Wasser/Dampf-Seite) für die Temperaturregelung des Economisers,
• Einbau von neuen Druckteilen an den Dampferzeugermembranwänden (Öffnun- gen für die neuen Gichtgasbrenner und neuen Oberluftöffnungen).
2. Änderungen an den Brennern
Bild 2 zeigt die Ansicht eines der modifizierten Biomassebrenner. Der BBS-Biomasse- brenner besteht aus 4 konzentrischen Rohren für Kernluft, Primärluft/Biomasse, Sekun- därluft I und Sekundärluft II. Der Holzstaub, der in Hammermühlen aufbereitet wird, mit Primärluft im Holzstaubeintrittselement gemischt. Die Primärluft wird benötigt, um innerhalb des Brenners eine ausreichende Strömungsgeschwindigkeit zu haben, um Ablagerungen im Brenner zu vermeiden. Aufgrund des abrasiven Charakters des Holzstaubs sind alle Oberflächen des Brenners, die in Kontakt damit sind, mit einem abriebfesten Material verkleidet. Die Biomassebrenner auf Ebene 1 und 3 sind mit Erdgasbrennern ausgerüstet, die sich im Kernluftrohr befinden. Die Erdgasbrenner werden hauptsächlich für das An- und Abfahren verwendet oder bei der Umschaltung zwischen verschiedenen Brennstoffen.
Die Verbrennungsluft wird über die Querschnitte für Sekundarluft I und II zugeführt.
Die Klappen im Sekundärluftkanal werden verwendet, um die Luftmenge zu jedem Brenner zu regeln, die durch die Venturidüsen vor den Regelklappen gemessen wird.
Die Drallschaufeln im Querschnitt der Sekundärluft I können bewegt werden, um Bild 2:
Ansicht eines modifizierten Biomassebrenners
Sekundärluft I
Kernluft Sekundärluft II
Biomasse/Förderluft/Primärluft
den Verbrennungsluftdrall einzustellen und damit die Verbrennung für die einzelnen Brennstoffarten zu optimieren. Der Brenner ist mit einem Flammenstabilisator am Ende des Primärluftrohrs ausgerüstet, der ideale Bedingungen für eine stabile Zündung des Holzstaubs schafft. Die Brennerkehlen am Primär- und Sekundärluftrohr I lenken die Verbrennungsluft von der Primärflamme ab. Die Mischung der Verbrennungsluft mit der Flamme findet gestuft in einem späteren Stadium statt. Somit findet die Pyrolyse und Zündung des Holzstaubes in einer Zone mit unterstöchiometrischer Atmosphäre statt. Dieses sind günstige Bedingungen für niedrige NOx-Emissionen.
3. Verarbeitung und Handhabung der Holzpellets
Die Frischholzpellets können aus unterschiedlichen Regionen stammen, d.h. Kanada, Skandinavien, Russland, usw. und haben daher unterschiedliche Merkmale. Die Be- reiche der wichtigsten Brennstoffeigenschaften sind in Tabelle 2 angegeben. Die ersten zwei Spalten in der Tabelle zeigen die Mindest- und Höchstwerte des Brennstoffbandes.
In der dritten Spalte ist eine typische Zusammensetzung des Auslegungsbrennstoffs zu sehen.
Tabelle 2:
Brennstoffeigenschaften von Frischholzpellets
Einheit Min. Max. Typisch Immediatanalyse
Heizwert MJ/kg ar 15 19 17,6
Feuchtigkeit % ar 4 12 5,7
Asche % wf 0 5 0,97
Flüchtige Bestandteile % wf 65 - 83,5 Elementaranalyse
C % wf 45 55 50,1
H % wf 4 10 6,22
N % wf 0 0,5 0,13
S % wf 0 0,1 0,02
O % wf - - 42,6
Die Holzpellets werden per Schiff zum Kraftwerk Rodenhuize transportiert und in einem überdachten Lagerbereich gelagert. Von dort werden sie mittels Förderbändern zu drei Silos gefördert. Anschließend werden sie zu Hammermühlen transportiert, wo die Pellets zu Holzstaub vermahlen werden. Zwischen den Hammermühlen und der Feuerung wird der Holzstaub auf pneumatischem Weg zu den Brennern gefördert (Dichtstoffförderung). Jeder Brenner wird von einer Einzelleitung versorgt, die mit einem Drehkolbengebläse ausgerüstet ist. Eine Hammermühle versorgt je zwei Brenner mit Holzstaub. Unmittelbar vor dem Prallkrümmer im Eintritt des Biomassebrenners befindet sich das sogenannte Holzstaubmischelement, wo der Holzstaub vor dem Eintritt in den Brenner mit zusätzlicher Primärluft gemischt wird. Diese zusätzliche Primärluft wird benötigt, um die Strömungsgeschwindigkeit im Holzstaubquerschnitt des Brenners und die Temperatur der Mischung aus Primärluft, Förderluft und Holz- staub einzustellen.
4. Auslegung des Feuerungssystems
BBS führte während der Auslegungsphase des Feuerungssystems eine umfangreiche CFD-Modellierung durch. Die Geometrie des gesamten Dampferzeugers wurde ein- schließlich aller Heizflächen für die Modellierung erstellt. Unterschiedliche geometri- sche und Prozessparameter wurden in den Simulationen variiert, um die bestmögliche Auslegung der Feuerung zu finden. Bild 3 zeigt die mit einem Rechengitter versehene Geometrie des Dampferzeugers.
Oberluft Gichtgas Ebene
Gichtgas Ebene Biomasse Ebene 3
Biomasse Ebene 2 Biomasse Ebene 1
Das Feuerungsmodell besteht aus mehr als 13 Millionen Zellen. Der Biomasse- brenner allein wurde aus 100.000 Zellen modelliert. Die Ergebnisse der Simulatio- nen schließen z.B. Geschwindigkeits- und Temperaturverteilung, Wärmstromdichte auf die Brennkammerwände und Konzen- trationen von CO, NOx und O2 ein. Ein Beispiel einer graphischen Darstellung der CFD-Ergebnisse ist in Bild 4 gegeben, die das Temperaturprofil für die Biomas- sebrenner auf Ebene 2 anzeigt.
Bild 3:
CFD-Modell des Dampferzeu- gers
Bild 4:
Temperaturprofil für die Brenner in Reihe 2
Mit Hilfe der CFD-Simulationen wurden die Biomassebrenner im Hinblick auf Emissio- nen und Flammenstabilität optimiert. Prognostizierte NOx-Emissionen in Abhängigkeit vom Brennstoff-Stickstoffgehalt sind in Bild 5 angegeben.
600
Vorhergesagtes und gemessenes NOx mg/m3 i.N.trocken bei 6 % O2
500
400
300
200
100
0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
243 225
382
491
Brennstoff N-Gehalt Ma.-%, trocken berechnet gemessen
Bild 5: Berechnete und gemessene NOx-Emissionen in Abhängigkeit vom Brennstoff- Stickstoffgehalt
5. Betriebserfahrung
Emissionen Nach der Errichtung und Montage der neuen Anlage begann die Inbetriebnahme im Frühjahr 2011. Von Anfang an gab es kein Problem, die vertraglich definierten Emissi- onsgrenzen für NOx und CO zu erreichen. Bei Volllast von etwa 200 MWel (entspricht 560 MWth Feuerungswärmeleistung mit Biomasse), lagen die NOx-Emissionen unter 230 mg/Nm3 bei sechs Prozent O2 trocken, während die CO-Emissionen bei unter 30 mg/Nm3 bei sechs Prozent O2 trocken. Der Stickstoffgehalt des Brennstoffs lag im Bereich von 0,12 Prozent (im Lieferzustand). Das Niveau des unverbrannten Kohlen- stoffs in der Flugasche war deutlich unter fünf Prozent.
Schlackebildung, Verschmutzung und Korrosion Die Betriebserfahrung von verschiedenen Kraftwerken hat gezeigt, dass im Allgemeinen die Kombifeuerung von Biomasse und Kohle zu ernsten Problemen in einem Dampf- erzeuger führen kann, zum Beispiel Hochtemperaturkorrosion auf Überhitzerrohren,
beschleunigte Deaktivierung der SCR-Katalysatoren sowie Korrosion und Verschla- ckung der Brennkammerwände. Die Biomassemenge, die hinzugefeuert werden darf, hängt von vielen Faktoren ab, hauptsächlich von den chemischen und physikalischen Eigenschaften des Brennstoffs, der Auslegung der Brennkammer, der Lage der Brenner sowie den Betriebsbedingungen. Stroh, das einen ähnlichen Gehalt an Chlor, Alkali- metallen und Schwefel hat, ist ein kritischerer Brennstoff als Frischholz ohne Rinde mit seinem vergleichsweise niedrigen Gehalt an Chlor, Schwefel und Schwermetallen.
Im Fall des Kraftwerks Rodenhuize 4 gibt es nach der Umrüstung keinen Kombibetrieb (Kohle + Biomasse) mehr, sondern die Feuerung wird mit hundert Prozent Biomasse betrieben, entsprechend 560 MWth; auch wurde die Feuerung mit einer Feuerungs- wärmeleistung von 640 MWth Biomasse, entsprechend etwa 225 MWe Nettoleistung nachgewiesen. Während der Inbetriebnahme wurde keine übermäßige Korrosion, Ver- schlackung und Verschmutzung im Feuerraum festgestellt. Dies ist der hohen Qualität des Brennstoffs zuzuschreiben sowie der günstigen Geometrie der Brennkammer, d.h.
einer geringen Feuerraumbelastung.
Bibliografische Information der Deutschen Nationalbibliothek Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.dnb.de abrufbar
Karl J. Thomé-Kozmiensky, Michael Beckmann (Hrsg.):
Energie aus Abfall, Band 12
ISBN 978-3-944310-18-3 TK Verlag Karl Thomé-Kozmiensky
Copyright: Professor Dr.-Ing. habil. Dr. h. c. Karl J. Thomé-Kozmiensky Alle Rechte vorbehalten
Verlag: TK Verlag Karl Thomé-Kozmiensky • Neuruppin 2015
Redaktion und Lektorat: Professor Dr.-Ing. habil. Dr. h. c. Karl J. Thomé-Kozmiensky, M.Sc. Elisabeth Thomé-Kozmiensky, Dr.-Ing. Stephanie Thiel
Erfassung und Layout: Ginette Teske, Sandra Peters, Berenice Gellhorn, Cordula Müller, Carolin Bienert, Janin Burbott
Druck: Mediengruppe Universal Grafische Betriebe München GmbH, München
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