Wo treibt uns der CO2

(1)

413 CO₂-Abscheidung hinter Abfallverbrennungsanlagen

Abgasbehandlung

Wo treibt uns der CO

₂

-Wahnsinn hin?

– Ist eine CO

₂

- Abscheidung hinter

Abfallverbrennungsanlagen wirklich zielführend? –

Rudi H. Karpf und Volker Dütge

1. Verfahrensübersicht zur gasseitigen CO₂-Abtrennung ...413

2. Auswahl eines geeigneten Verfahrens für die CO₂-Abscheidung hinter Abfallverbrennungsanlagen ...416

3. Bilanzierung ...424

3.1. Massenbilanz der CO₂-Abscheidung ...424

3.2. Energie- und Massenbilanzen für die Abfallverbrennungsanlage ...425

3.3. Energie- und Massenbilanzen für die CO₂-Abscheideverfahren ...427

3.4. CO₂-Emissionsbilanz ...432

4. Relevanz der CO₂-Abscheidung für die Abfallverbrennung ...434

5. Zusammenfassung ...436

6. Literatur ...437 Wegen der Zunahme des Treibhauseffektes durch ansteigende CO₂-Emissionen und den damit in Verbindung gebrachten Auswirkungen auf den Klimawandel wird eine globale Reduzierung des Ausstoßes an CO₂-Emissionen angestrebt. Neben den Abgasen aus der Verbrennung fossiler Brennstoffe – Erdgas, Erdöl und Kohle – sowie Abgasen aus dem Personen- und Güterverkehr – Straßen-, Schienen-, Schiffs- und Luftverkehr – sind u.a. auch die Abgase aus der Abfallverbrennung als grundsätzliche Quelle für anthropogene CO₂-Emissionen zu nennen.

Vor diesem Hintergrund werden mögliche Verfahren für eine Abscheidung bzw.

Minderung von CO₂-Emissionen aus dem Abgas einer Abfallverbrennungsanlage aufgezeigt sowie die damit verbundenen Kosten ermittelt und eine ökonomische und ökologische Bewertung vorgenommen.

1. Verfahrensübersicht zur gasseitigen CO

₂

-Abtrennung

Die Problematik der CO₂-Abtrennung aus Abgasen betrifft nicht nur den Prozess der CO₂-Abscheidung an sich. Vielmehr stellt sich auch die Frage, was passiert mit dem abgeschiedenen CO₂ (Speicherung oder Nutzung), und wie wird das abgeschiedene CO₂

(2)

Rudi H. Karpf, Volker Dütge

414

Abgasbehandlung

vom Standort der Erzeugung (z.B. Kohlekraftwerk) zum Zielort befördert (Transport).

Unter dem Begriff CCS-Technologie (Carbon Capture and Storage) versteht man daher die Abscheidung, den Transport und die Speicherung von CO₂ als dreiteiligen Prozess (Bild 1).

Bild 1: Darstellung der CCS-Prozesskette Abscheidung, Transport und Speicherung von CO₂

Quelle: IZ Klima – Informationszentrum für CO₂-Technologien e.V. (Hrsg.): CCS Carbon Capture and Storage – CO₂- Abscheidung und -Speicherung als Beitrag zum weltweiten Klimaschutz, 5. Aufl., August 2013

Der ebenfalls dreiteilige Prozess der CCU-Technologie (Carbon Capture and Utiliza- tion) unterscheidet sich von der CCS-Technologie lediglich durch das letzte Glied der Prozesskette (Bild 2). Anstelle der Speicherung ist hier die Nutzung des abgeschiedenen CO₂ vorgesehen.

Bild 2: Prozessketten der CCS- und CCU-Technologie

Es gibt prinzipiell drei verschiedene Verfahrenswege für die CO₂-Abscheidung (vgl.

Bild 3):

1. Pre-Combustion-Verfahren:

CO₂-Abtrennung aus Synthesegasen vor der Verbrennung mit Luft.

(3)

Abgasbehandlung

2. Oxyfuel-Verfahren:

CO₂-Abtrennung aus Abgasen nach der Verbrennung mit Sauerstoff.

3. Post-Combustion-Verfahren:

CO₂-Abtrennung aus Abgasen nach der Verbrennung mit Luft.

Bild 3: Schematische Darstellung der drei Verfahrenswege für die CO₂-Abtrennung

Quelle: Maun, A.: Optimierung von Verfahren zur Kohlenstoffdioxid-Absorption aus Kraftwerksrauchgasen mithilfe alkalischer Carbonatlösungen. Dissertation an der Universität Duisburg-Essen, 2013

Bild 4: Übersicht der verschiedenen Verfahren zur CO₂-Abtrennung

Quelle: Görner, K.: Post-Combustion Carbon Capture PCC – CO2-Abtrennung als Nachrüstvariante. Kompetenz-Netzwerk Kraftwerkstechnik NRW; AP3 CO₂-arme Kraftwerkskonzepte; 19. März 2009

(4)

416

Abgasbehandlung

Die drei Verfahrenswege unterscheiden sich hauptsächlich durch die Art des eingesetzten Brennstoffs (Erdgas oder Kohle), die Art des verwendeten Oxidationsmittels (Luft oder Sauerstoff) und die Stelle der CO₂-Abtrennung im Verfahrensprozess (vor oder nach der Verbrennung).

Der eigentliche Prozess der CO₂-Abtrennung ist jedoch nur ein Schritt in der gesamten Verfahrenskette. Eine weitere Differenzierung bietet die Einteilung nach Prozessfami- lien (vgl. Bild 4):

Verfahren zur CO₂-Abtrennung mit Brennstoffzellen sind z.Z. noch im F&E-Stadium.

2. Auswahl eines geeigneten Verfahrens für die CO

₂

-Abscheidung hinter Abfallverbrennungsanlagen

Betrachtet man die Prozessketten der CCS- und CCU-Technologien (Bild 2), dann sind die drei Teilprozesse Transport, Speicherung und Nutzung von dem Teilprozess der Abscheidung unabhängig, sodass alle Verfahren, die diesen Teilprozessen zugeordnet werden können, bei der Auswahl eines geeigneten Verfahrens für die CO₂-Abscheidung nicht weiter berücksichtigt werden.

Werden zusätzlich die Einsatzprofile der drei verschiedenen Verfahrenswege Pre- Combustion-, Oxyfuel- und Post-Combustion-Verfahren betrachtet, dann sind für die CO₂-Abscheidung hinter Abfallverbrennungsanlagen hauptsächlich die Post-Combus- tion-Verfahren geeignet, da diese Verfahren von dem Verbrennungsprozess unabhängig sind. Das Oxyfuel-Verfahren ist bisher nur bei Kohlekraftwerken mit Staubfeuerung eingesetzt worden. Erfahrungen mit einem Oxyfuel-Verfahren mit Rostfeuerung und heterogenen Brennstoffen wie Müll liegen dagegen noch nicht vor. Aufgrund der ver- gleichbaren Verhältnisse bei der Wärmeübertragung und dem Stoffaustausch ist der Einsatz bei Wirbelschichtfeuerungen denkbar. Das Oxyfuel-Verfahren wird bisher nur bei Neuanlagen eingesetzt. Eine Nachrüstung von Abfallverbrennungsanlagen ist jedoch keine Option.

Adsorptionsverfahren werden kommerziell zur CO₂-Abtrennung bei der Synthesegas- und Wasserstofferzeugung sowie für die Biogasaufbereitung eingesetzt. Die Anwendung von Adsorptionsverfahren zur CO₂-Abtrennung im großen Maßstab ist aufgrund der Nachteile durch eine geringe CO₂-Selektivität, eine geringe Beladungskapazität für CO₂, die niedrigen Adsorptionsgeschwindigkeiten, den hohen Druckverlust bei der Durchströmung eines Festbetts sowie durch den erheblichen Energiebedarf für den Regenerationsprozess derzeit wenig attraktiv. Untersuchungen haben aber gezeigt, dass durch die Entwicklung von neuen Adsorbentien ein Potenzial zur Reduzierung des Energiebedarfs für den Regenerationsprozess vorhanden ist [6].

Im Vergleicht der physikalischen und chemischen Absorptionsverfahren ist zu erken- nen, dass eine physikalische Absorption lediglich bei hohen Partialdrücken Vorteile aufweist (vgl. Bild 5). Für die CO₂-Abtrennung aus Abgasen von Kraftwerksprozessen ist daher nur eine chemische Absorption sinnvoll.

(5)

Abgasbehandlung

Eine Komprimierung des kompletten Abgasstroms ist bei der Abgasreinigung von Abfallverbrennungsanlagen aus Kostengründen nicht möglich, so dass die CO₂-Ab- trennung bei dem Betriebsdruck der Abgasreinigung – d.h. bei Atmosphärendruck – erfolgt. Daher muss auch die CO₂-Wäsche auf einen Betriebsdruck von 1 atm ausgelegt werden. Aufgrund des hohen Betriebsdrucks bei der CO₂-Absorption von etwa 20 bis 70 bar ist die Kaliumcarbonat-Wäsche – Benfield-Prozess – somit für die Absorption von CO₂ bei Atmosphärendruck ungeeignet.

Im Rahmen der Eignungsprüfung verbleiben für einen direkten Verfahrensvergleich

• die Amin-Wäsche (Referenz-Absorptionsmittel: Monoethanolamin, MEA),

• die Ammoniak-Wäsche (Chilled Ammonia Prozess, CAP) und

• der Carbonate Looping Prozess (direkt und indirekt beheizter Prozess).

Neben den Vor- und Nachteilen werden nachfolgend auch verfügbare Leistungsdaten der geeigneten CO₂-Abscheideverfahren in einem direkten Verfahrensvergleich gegen- übergestellt (vgl. Tabelle 1). Diese Daten basieren auf Angaben aus der Fachliteratur, die aufgrund der Vielzahl der durch den Bund, die EU oder andere Institutionen ge- förderten F&E-Projekte, den dazu publizierten Fachbeiträgen sowie projektbezogenen Arbeiten und Berichten sehr umfangreich ist. Für den Verfahrensvergleich sind vor allem die Arbeiten von Ohle [15], Notz [14], Galloy [6] und Qu [17] sowie der Beitrag von Darde [4] als Referenzen zu nennen.

Von den betrachteten CO₂-Abscheideverfahren hat in Bezug auf den Entwicklungs- stand bisher lediglich die Amin-Wäsche die Marktreife erlangen können. Beispiele für kommerziell verfügbare Prozesse enthält die Tabelle 2. Während man bei dem Chilled Ammonia Prozess bereits über Erfahrungen mit dem Betrieb von Demonstrations- und Pilotanlagen (z.B. We Energies Pleasent Prairie Power Plant, Wisconsin (USA): 5 MW_th; E.ON Karlshamn Power Plant, Karlshamn (S): 5 MW_th; AEP Mountaineer Power Plant, West Virginia (USA): 58 MW_th) verfügt, liegen bei dem Carbonate Looping Prozess derzeit nur Erfahrungen mit dem Betrieb einer Pilotanlage (TU Darmstadt: 1 MW_th) vor.

Bild 5:

Abhängigkeit des Partialdrucks vom Stoffmengenanteil in der flüssigen Phase für unter- schiedlich wirkende Absorp- tionsmittel (bei t = konstant)

Quelle: Ohle, A.: CO₂-Abtrennung aus Gasströmen durch Absorption in Poly(methyldiglykol)-amin. Dissertation an der Technischen Universität Dresden, 2009

(6)

418

Abgasbehandlung

Tabelle 1: Leistungsdaten sowie Vor- und Nachteile geeigneter CO₂-Abscheideverfahren Verfahren Amin-Wäsche Chilled Ammonia Carbonate Looping Prozess

Parameter Prozess direkt beheizt indirekt beheizt

Sorbens (Gehalt der MEA (30 Ma.-%ig) NH₃ (28 Ma.-%ig) CaO / CaCO₃ Lösung)

Druck (Abs. / Des.) Abs.: 1-3 atm Abs.: ≈ 1 atm Carbonator: ≈ 1 atm Carbonator: ≈ 1 atm Des.: 1-2,5 bar Des.: 2-136 atm Calcinator: ≈ 1 atm Calcinator: ≈ 0,4 atm

(i.d.R. 20-40 bar)

Temperatur Abs.: 40-60 °C Abs.: 0-10 °C Carbonator: 65-70 °C (Eintritt), Erwärmung (Abs. / Des.) Des.: 50-120 °C Des.: 100-150 °C durch exotherme Reaktion (Kühlung erforder-

lich) auf 650 °C (Austritt); Calcinator: 900 °C CO₂-Beladung ein: 0,24-0,32 ein: 0,25 (0,33)-0,67 Die CO₂-Beladung erfolgt im Carbonator und ist (Absorber) in aus: 0,4-0,5 aus: 0,5 (0,67)-1,0 von der Reaktivität des eingesetzten Kalks

[mol CO2/mol abhängig, die sich mit steigender Anzahl der

Sorbens] Regenerationszyklen verschlechtert.

CO₂-Abscheiderate 90 % 90 % 70-80 % (max. 90 %) reduziert sich durch die Regenerationszyklen bis auf etwa 15-20 % spez. Wärmebedarf Galloy: 1,5 Galloy: 3 Die Regeneration des Kalks erfolgt bei 900 °C für die Regeneration Notz: 3,8-4,2 im Calcinator. Die zugeführte Wärme für die

in [MJ/kg CO₂] Calcinierung kann wieder ausgekoppelt und z.B.

für die Dampferzeugung genutzt werden.

spez. CO₂- Galloy: 25-45 Galloy: 11-23 Galloy: 8-37

Vermeidungskosten Orth: 14-36 Qu: 14,5

in [EUR/t CO₂]

Wirkungsgradverluste Galloy: 11-12 (7-8) Galloy: 6-11 Galloy: 6,5-7,5 (2,5-3,5) Qu: (1,5-2,0)

in [%]* IGF: 5-8

Vorteile kommerziell verfügbares Verfahren

potenziell effizientes- tes Verfahren geringe Sorbenskosten Komponenten für die Lagerung und Dosierung von NH₃ sind eine DeNO_x mit SCR-Verfahren bereits vorhanden

keine Vorabscheidung erforderlich, da die Reaktionsprodukte (in Form von NH₄⁺-Salzen) als Düngemittel verwertbar sind keine Degradation bei der Absorption und Regeneration Nutzung des NH₃- Schlupfs für einen nachgeschalteten SCR-Prozess

gut verfügbares Sorbens

keine Vorabscheidung erforderlich, da SO₂- Einbindung mit Kalk verbrauchtes Sorbens kann für die Entschwefelung von Abgasen (z.B. in der REA von Kraftwerken) genutzt werden die zugeführte Wärme für die Calcinierung kann wieder ausgekoppelt und z.B. für die Dampferzeugung genutzt werden

gut verfügbares Sorbens

keine Vorabscheidung erforderlich, da SO₂- Einbindung mit Kalk verbrauchtes Sorbens kann für die Entschwe- felung von Abgasen (z.B. in der REA von Kraftwerken) genutzt werden

die zugeführte Wärme für die Calcinierung kann wieder ausgekoppelt und z.B. für die Dampferzeugung genutzt werden durch die Trennung von Brennkammer und Calcinator ist eine Verbrennung mit Luft möglich

Nachteile gesundheitsge- fährliches Sorbens hohe Kosten durch Regeneration und Degradation ggf. Vorwäscher für Toleranzgrenz- wert von SO₂ < 10 ppm erforderlich

gesundheitsgefähr- liches Sorbens Wirkungsgradverluste durch Abgasabküh- lung

Verfahren ist noch im F&E-Stadium

aufwendiges Fest- stoffhandling abnehmende CO₂- Abscheiderate mit steigender Anzahl der Regenerationszyklen des Sorbens

aufwendiges Feststoff- handling

abnehmende CO₂- Abscheiderate mit steigender Anzahl der Regenerationszyklen des Sorbens Verfahren ist noch im F&E-Stadium

· SNCR-Anlagen

· SCR-Anlagen

· Kombi-Anlagen nach dem ERC-plus Verfahren

· ERC-Verfahrenshilfsstoffe zur optimalen Verbrennung mit geringen Emissionen

Unsere Technik – Ihre Wahl

NO

_x

-Reduktion vom Profi

Lorem ipsum dolor Lorem

ipsum dolor

LowNOx- Ihr Partner

ERC als einer der Markt- und Technologieführer bei DeNO

_x

-Anlagen in

Europa entwickelt und produziert hocheffiziente, individuell zugeschnittene

Entstickungssysteme für unterschiedliche Verbrennungsanlagen, Kraftwerks-

und Industrieanwendungen. Aus einem Bündel möglicher Maßnahmen

entwickeln wir für Sie die individuell effizienteste Lösung:

(7)

· SNCR-Anlagen

· SCR-Anlagen

· Kombi-Anlagen nach dem ERC-plus Verfahren

· ERC-Verfahrenshilfsstoffe zur optimalen Verbrennung mit geringen Emissionen

Unsere Technik – Ihre Wahl

NO

_x

-Reduktion vom Profi

Lorem ipsum dolor Lorem

ipsum dolor

LowNOx- Ihr Partner

ERC als einer der Markt- und Technologieführer bei DeNO

_x

-Anlagen in

Europa entwickelt und produziert hocheffiziente, individuell zugeschnittene

Entstickungssysteme für unterschiedliche Verbrennungsanlagen, Kraftwerks-

und Industrieanwendungen. Aus einem Bündel möglicher Maßnahmen

entwickeln wir für Sie die individuell effizienteste Lösung:

(8)

kreativ • flexibel • zuverlässig • persönlich • sicher

Klein, aber Oho!!!

Ihr besonderer Partner für den Neubau und die Modernisierung von Abgasreinigungsanlagen

DrySoTec

Wir liefern nach energie- und kosteneffektiven Gesichtspunkten schlüsselfertige Abgasreinigungssysteme für

• Abfallverbrennungsanlagen • Kraftwerke (bis 200 MWth) • Industrieanlagen Unser kompetentes Team plant und baut „tailor-made“

• Trockensorptionen • Sprühsorptionen

• Kombinierte Systeme (nach unserem MTS-Verfahren) • Entstaubungssysteme (Gewebefilter) auf Basis Kalkhydrat und/oder Natriumbikarbonat/Renabi® und Aktivkoks

DrySoTec GmbH • Heinz-Bäcker-Straße 19 • 45356 Essen • Tel. +49 201 450 95-0 • www.drysotec.de

(9)

Abgasbehandlung

ggf. Nachwäscher für Emissions- grenzwert von MEA < 20 mg/

m³N erforderlich (TA Luft)

die Calcinierung mit Oxyfuel-Feuerung erfordert die Zufuhr von Sauerstoff aus einer kostenintensiven Luftzerlegung Verfahren ist noch im F&E-Stadium

* (%-Pkte der Kraftwerksleistung) mit (ohne) CO₂-Kompression

Quellen: Darde, V.; et al.: Chilled ammonia process for CO2 Capture. Energy Procedia 1 (2009), pp. 1035-1042

Galloy, A.: Experimentelle Untersuchungen an einer Carbonate Looping Versuchsanlage mit 1 MW thermischer Leistung. Dis- sertation an der Technischen Universität Darmstadt, 2014

IGF-Vorhaben 361 ZN der AiF-Forschungsvereinigung „Deutsche Vereinigung für Verbrennungsforschung e.V.“, gefördert vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie; Entwicklung eines Konzepts zur CO₂-Abscheidung durch Carbonate Looping mit Verwertung der Adsorbentien in der Zementindustrie; Schlussbericht des Instituts für Energiesysteme und Energietechnik der TU Darmstadt und des Forschungsinstituts der Zementindustrie; 2013

Notz, R. J.: CO₂-Abtrennung aus Kraftwerksabgasen mittels Reaktivabsorption. Dissertation an der Universität Stuttgart, 2009.

Berlin, Logos Verlag Berlin GmbH, 2. Aufl. 2013

Ohle, A.: CO₂-Abtrennung aus Gasströmen durch Absorption in Poly(methyldiglykol)-amin. Dissertation an der Technischen Universität Dresden, 2009

Orth, M.: Experimentelle Untersuchung des Chemical Looping Verfahrens an einer 1 MW Versuchsanlage. Dissertation an der Technischen Universität Darmstadt, 2014

Qu, Z: Beitrag zur Umsetzung eines indirekt beheizten Carbonate Looping Prozesses. Dissertation an der Technischen Universität Darmstadt, 2014

Nachteile

Tabelle 1: Leistungsdaten sowie Vor- und Nachteile geeigneter CO₂-Abscheideverfahren – Fortsetzung –

Verfahren Amin-Wäsche Chilled Ammonia Carbonate Looping Prozess

Parameter Prozess direkt beheizt indirekt beheizt

Tabelle 2: Übersicht über kommerziell verfügbare Prozesse zur CO₂-Abtrennung mit wässrigen Aminlösungen

Parameter Einheit Kerr-McGee/ ABB Econamine Mitsubishi Lummus Crest Prozess FG Prozess KS-1/KS-2

Lizenzgeber – ABB Lummus Fluor Kansai Electric Power

und Mitsubishi Heavy Industries Ltd.

Absorptionsmittel – 15-20 Ma.-%ige 30 Ma.-%ige KS-1, KS-2 MEA-Lösung MEA-Lösung + Inhibitoren

maximal realisierte

t CO₂/d 800 1.000 200

Kapazität

CO₂-Trenngrad Ψ % 90 85-95 90

spezifischer Absorptions-

m³/t CO₂ 25 17 11

mittelstrom

spezifischer Heizdampf-

GJ/t CO₂ 5-6,5 < 4,2 3,2

bedarf ¹⁾

spez. elektrischer GJ/t CO₂ 0,36-1,08 0,144-0,396 ≈ 0,47 Energiebedarf ²⁾

spez. Absorptionsmittel-

kg/t CO₂ 0,45 0,5-2,0 0,35

verbrauch

Toleranzgrenze für SO₂ ppm < 100 10 10

1) Abweichende Angaben für Heizdampfbedarf: ≈ 3,77 GJ/t CO₂ für Prozess mit 30 Ma.-%iger MEA-Lösung und ≈ 2,93 GJ/t CO₂ für Prozess mit KS-1, KS-2 (sterisch gehinderte Amine, deren Zusammensetzung bisher noch nicht veröffentlicht worden ist)

2) Enthält Energiebedarf für Saugzuggebläse zur Rauchgasförderung, Lösungsmittelpumpen und Kompressor zur Verdichtung von CO₂. Abweichende Angaben für elektrischen Energiebedarf: 0,51-0,61 GJ/t CO₂ für Kohlekraftwerk und 0,71-1,07 GJ/t. CO₂ für GuD-Kraftwerk, beidesmal 0,4 GJ/t CO₂ für die Kompression.

Quelle: Notz, R. J.: CO2-Abtrennung aus Kraftwerksabgasen mittels Reaktivabsorption. Dissertation an der Universität Stuttgart, 2009. Berlin, Logos Verlag Berlin GmbH, 2. Aufl. 2013

(10)

422

Abgasbehandlung

Nach Berücksichtigung der Vor- und Nachteile (Tabelle 1) sowie des aktuellen Ent- wicklungsstandes (F&E-Stadium) wird der Chilled Ammonia Prozess als geeignetes Verfahren für die CO₂-Abtrennung hinter Abfallverbennungsanlagen favorisiert.

Ammoniak-Wäsche (Chilled Ammonia Prozess)

Die Abscheidung von CO₂ (und H₂S) ist auch mit einer wässrigen Ammoniaklösung möglich. Der hohe Dampfdruck des Ammoniaks erfordert eine niedrige Absorpti- onstemperatur und Nachwäscher für den Absorber und den Desorber, um die Wasch- mittelverluste zu begrenzen. Die Absorption von CO₂ läuft außerdem nur langsam ab und es ist nicht möglich, CO₂ bis auf sehr geringe Restkonzentrationen im Reingas zu entfernen [15]. Daher wird die Ammoniak-Wäsche – in ihrer konventionellen Form – kaum noch angewendet (z.B. für die Reinigung von Kokereigasen).

Inzwischen wird ein neues Verfahren der Ammoniak-Wäsche (Patent: Eli Gal, 2006;

Lizenz: Fa. Alstom) getestet, das als Chilled Ammonia Prozess bezeichnet wird (Bild 6).

Bild 6: Verfahrensschema für einen Chilled Ammonia Prozess (CAP) mit NH₃-Rezirkulation

Quelle: Aronsson, J.; Björk, H.: Process Integration and Performance of Chilled Ammonia CO₂ Capture Technology – Post combustion technology in a novel aluminium manufacturing process. Technical report no. 2011-355, Department of Energy and Environment; Chalmers University of Technology; Gothenburg, 2011

Zurückgewonnenes Ammoniak

Kühler

Wärme- übertrager

CO₂- Nasswäscher

CO₂- Regenerator CO₂-

Absorber Interne

Rezirkula- tion Kühles Wasser

Gas aus der Gasbehandlung

Abgeschiedenes Wasser

Schlamm- pumpe

Hydrozyklon Hochdruck- Schlammpumpe

Schlamm mit hohem Feststoff- gehalt CO₂-reiche

Lösung

CO₂-arme Lösung Zurück-

gewonnene CO₂-reiche Lösung

Zurück- gewonnenes wässriges Ammoniak Kontaminiertes CO₂ Kühler

Ventil

Ammoniak/

Wasser-Dampf

Ammoniak- Nasswäscher kaltes Wasser

kaltes Wasser Zurück- gewonnenes Wasser

Ammoniak-arme Lösung

Reines CO₂ Pumpe

Austritt Gas

Direkter Kontakt- Kühler

Ammo- niakreiche Lösung

Wieder- aufheizung

Wieder- aufheizung Wärme-

übertrager Ammoniak-

Absorber

Oberer Kreislauf

Unterer Kreislauf

Ammoniak- Regene- rator

Austritt Reingas

(11)

Abgasbehandlung

Das Abgas wird hierbei zunächst durch einen direkten Kontakt mit kaltem Was- ser abgekühlt, wobei ggf. vorhandene Restkonzentrationen an sauren Schadgasen (z.B. SO₂) und Staubpartikeln mit ausgewaschen werden. Vor dem Eintritt in den Absor- ber wird das Rohgas weiter auf 0 bis 10 °C abgekühlt. Im Absorber wird das CO₂ durch eine gekühlte wässrige NH₃-Lösung (CO₂-armer Waschmittelstrom) mit etwa 28 Ma.-%

NH₃ absorbiert. Das Reingas tritt am Kopf des Absorbers aus und kann zwecks Rück- gewinnung des NH₃-Schlupfs in einer nachgeschalteten Waschstufe gereinigt werden.

Der am Absorberboden austretende CO₂-reiche Waschmittelstrom enthält infolge von Übersättigung einen Teil der Reaktionsprodukte als Feststoffe in suspendierter Form.

Der CO₂-reiche Waschmittelstrom wird zunächst mithilfe einer Hochdruckpumpe auf einen Druck von 2 bis 136 atm verdichtet und anschließend in einem Wärmeübertrager auf eine Temperatur von 100 bis 150 °C erhitzt, bevor er in den Desorber – Regenerator – eintritt. Unter diesen Bedingungen werden das Ammoniak und das Wasser in der Waschmittellösung zurückgehalten bzw. an der Verdampfung gehindert, während das CO₂ desorbieren kann. Bei der Regeneration des Waschmittels im Desorber erfolgt die Abtrennung bzw. Desorption von CO₂, das am Kopf des Desorbers austritt, während der CO₂-arme Waschmittelstrom am Desorber-Boden abgepumpt wird. Der CO₂-arme Waschmittelstrom wird schließlich abgekühlt und auf Atmosphärendruck entspannt, bevor er wieder in den Absorber geleitet wird [4].

Die grundsätzlichen Hauptreaktionsmechanismen für die Reaktionen zwischen H₂O, CO₂ und NH₃ lauten wie folgt:

2 H₂O ⁿ H₃O⁺_(aq) + OH^-_(aq) (Autoprotolyse von Wasser) (R1) CO_{2 (aq)} + 2 H₂O ⁿ H₃O⁺_(aq) + HCO₃^-_(aq) (erste Protolysestufe der Kohlensäure) (R2) CO₂_(aq) + OH^-_(aq)ⁿ HCO₃^-_(aq) (Hydrogencarbonat-Bildung) (R3) HCO₃^-_(aq) + H₂O ⁿ H₃O⁺_(aq) + CO₃^2-_(aq) (zweite Protolysestufe der Kohlensäure) (R4) HCO₃^-_(aq) + OH^-_(aq)ⁿ CO₃^2-_(aq) + H₂O (Carbonat-Bildung) (R5) CO₂_(g)ⁿ CO₂_(aq) (VLE-Reaktion von Kohlendioxid)¹⁾ (R6) NH₃_(g)ⁿ NH₃_(aq) (VLE-Reaktion von Ammoniak)¹⁾ (R7) NH₃_(aq) + H₂O ⁿ NH₄⁺_(aq) + OH^-_(aq) (Protolyse von Ammoniak) (R8) Reaktionen von Ammoniumhydrogencarbonat:

NH₃_(aq) + CO₂_(aq) + H₂O ⁿ NH₄⁺_(aq) + HCO₃^-_(aq) (Hydrogencarbonat-Bildung) (R9) NH₄⁺_(aq) + HCO₃^-_(aq)ⁿ NH₄HCO₃_(aq)ⁿ NH₄HCO₃ (s) (SLE-Reaktion)²⁾ (R10) Reaktionen von Ammoniumcarbonat:

2 NH₃ (aq) + CO₂ (aq) + H₂O ⁿ 2 NH₄⁺_(aq)+ CO₃^2-_(aq) (Carbonat-Bildung) (R11) 2 NH₄⁺_(aq)+ CO₃^2-_(aq)ⁿ (NH₄)₂CO₃_(aq)ⁿ (NH₄)₂CO₃ (s) (SLE-Reaktion)²⁾ (R12) (NH₄)₂CO₃_(aq)+ CO₂_(aq)+ H₂O ⁿ 2 NH₄HCO₃_(aq)(Hydrogencarbonat-Bildung) (R13) Reaktionen von Ammoniumcarbamat:

2 NH₃_(aq) + CO₂_(aq)ⁿ NH₄⁺_(aq) + NH₂COO^-_(aq) (Carbamat-Bildung) (R14)

(12)

424

Abgasbehandlung

NH₄⁺_(aq)+ NH₂COO^-_(aq)ⁿ NH₂COONH₄_(aq)ⁿ NH₂COONH₄ (s) (SLE-Reaktion)²⁾(R15) NH₂COONH₄_(aq) + H₂O ⁿ (NH₄)₂CO₃_(aq) (Carbamat-Hydrolyse) (R16)

1) VLE = Vapor-Liquid Equilibrium (Dampf-Flüssig-Gleichgewicht)

2) SLE = Solid-Liquid-Equilibrium (Fest-Flüssig-Gleichgewicht)

Der Energiebedarf für die Regenerierung des Waschmittels im Desorber ist von der CO₂-Beladung des aus dem Absorber austretenden CO₂-reichen Waschmittelstroms und von dem NH₃-Gehalt des in den Absorber eintretenden CO₂-armen Waschmit- telstroms abhängig (vgl. Bild 7 und Bild 8).

Bild 7: Abhängigkeit des Energiebedarfs für die Waschmittelregenerierung im Desorber von der CO₂-Beladung des CO₂-reichen Waschmittel- stroms bei einem konstanten NH₃- Gehalt von 28 Ma.-%

Quelle: Darde, V.; et al.: Chilled ammonia process for CO₂ Capture. Energy Procedia 1 (2009), pp. 1035-1042

Bild 8: Abhängigkeit des Energiebedarfs für die Waschmittelregenerierung im Desorber von dem NH₃-Gehalt des CO₂-armen Waschmittelstroms bei einer konstanten CO₂-Beladung von 0,67

Quelle: Darde, V.; et al.: Chilled ammonia process for CO₂ Capture. Energy Procedia 1 (2009), pp. 1035-1042

3. Bilanzierung

3.1. Massenbilanz der CO

₂

-Abscheidung

Die Massenbilanzierung erfolgt beispielhaft für eine Abfallverbrennungsanlage mit folgendem Aufbau.

Kessel

Gewebefilter

Abgaswäscher

Kamin

AK-Filte DeNOx

Saugzug

Saug- zug WT

DaGaVo

Sprühtrockner

Bild 9: Schema der Abfallverbrennungsanlage

3.100 Energiebedarf kJ/kg CO_2,gebunden

Energiebedarf kJ/kg CO_2,gebunden

CO₂-reiche Beladung Anfänglicher Massenanteil Ammoniak 2.900

2.700 2.500 2.300 2.100 1.900 1.700 1.500

0,47 0,52 0,57 0,62 0,67 0,72 0,77 0,82 2.500 2.300 2.400 2.200 2.100 1.900

1.500 1.600 1.700 1.800 2.000

0,16 0,18 0,20 0,22 0,24 0,26 0,28 0,30 0,32 0,34 0,36 0,38 0,40

(13)

Abgasbehandlung

Es wurden folgende Prozessdaten für die Bilanzierung zugrunde gelegt.

Schadstoff- Einheit Grenzwerte Emissions-

konzentrationen werte

Flugasche/Gesamtstaub mg/m³ (i.N., tr.) 10 < 1 Chlorwasserstoff (HCl) mg/m³ (i.N., tr.) 10 < 1 Fluorwasserstoff (HF) mg/m³ (i.N., tr.) 1 0,1 Stickoxide (NO_x), als NO₂ mg/m³ (i.N., tr.) 200 < 150 Schwefeloxide (SO_x),

als SO₂ mg/m³ (i.N., tr.) 50 < 1

Quecksilber (Hg), als Hg⁰ µg/m³ (i.N., tr.) 30 < 3

Tabelle 4:

Reingasdaten (Tagesmittelwerte) am Kamin

Parameter Einheit Wert

Abgasmenge (trocken) m³/h (i.N., tr.) 83.678 Abgasmenge (feucht) m³/h (i.N., f.) 102.046

Betriebstemperatur °C 235

Betriebsdruck (als pe) mbar -6

Wasserdampf (H₂O) Vol.-% (f.) 18,0

Sauerstoff (O₂) Vol.-% (tr.) 8,0

Kohlendioxid (CO₂) Vol.-% (f.) 9,8

Stickstoff (N₂) Vol.-% (f.) 65,6

Flugasche/Gesamtstaub mg/m³ (i.N., tr.) 3.600 Chlorwasserstoff (HCl) mg/m³ (i.N., tr.) 2.200 Fluorwasserstoff (HF) mg/m³ (i.N., tr.) 20 Schwefeloxide (SO_x),

als SO₂ mg/m³ (i.N., tr.) 550

Tabelle 3:

Rohgasdaten nach Kesselaustritt

Für die Massenbilanz der CO₂-Abscheidung muss der abzuscheidende CO₂-Massen- strom bestimmt werden. Die CO₂-Abscheiderate soll Y = 90 Prozent betragen.

Aus Tabelle 3 und 4 ergeben sich folgende Abgaswerte nach Kessel:

CO₂_(roh) = 9,8 Vol.-% (f.) = 0,098 m³_N CO₂/m³_{N f.AG}; Vi.N. (AG)f. = 102.046 m³_{N f.AG}/h Der abzuscheidende CO₂-Massenstrom errechnet sich wie folgt:

m(CO₂)_roh = V_i.N.(AG)f. · CO₂_(roh) · ρ_i.N.(CO₂)

= 102.046 m³_Nf. AG · 0,098 m³^N CO₂ · 1,977 kgCO² = 19.771 kg CO₂/h (1)

m(CO₂)_ab = ψ · m(CO₂)_roh = 0,9 · 19.771 kg CO₂/h = 17.794 kg CO₂/h (2) AG = Abgas

3.2. Energie- und Massenbilanzen für die Abfallverbrennungsanlage

Für die beispielhaft beschriebene Abfallverbrennungsanlage wird im Folgenden die Energie- und Massenbilanz aufgestellt.

.

. .

h m³_N f.AG m³_N CO₂

(14)

426

Abgasbehandlung

Durch die Sprühtrocknung, die zweistufige Abgaswäsche, die Abgaskühlung, die Was- serdampfkondensation und die CO₂-Absorption ändern sich die Abgaseigenschaften während des Abgasreinigungsprozesses (Tabelle 6).

Tabelle 5: Ermittlung der Leistungsdaten

Parameter Einheit Auslegungsdaten

Abfallmenge t Abf/h 16,8

Heizwert des Abfalls MJ/t Abf 10.800

Feuerungswärmeleistung MW_th 50,4

Dampfmenge, Kessel t D/h 63,8

spezifische Dampfmenge, Kessel t D/t Abf 3,80 (30 bar/315 °C)

Dampfmenge, Turbine t D/h 60,0

spezifische Dampfmenge, Turbine t D/t Abf 3,57

elektrische Leistung (inkl. Eigenbedarf) MW_el 11,88

elektrischer Eigenbedarf MW_el 2,35

elektrische Nennleistung MW_el 9,53

elektrischer Wirkungsgrad (Brutto) % 23,58

elektrischer Eigenbedarfsanteil % 19,80

elektrischer Wirkungsgrad (Netto) % 18,91

Abgasmenge, feucht m³_N f.RG/h 102.046

Abgasmenge, trocken m³_N tr.RG/h 83.678

spezifische Rauchgasmenge, feucht m³_N f.RG/t Abf 6.075,1 spezifische Rauchgasmenge, trocken m³_N tr.RG/t Abf 4.981,6

emittierte Kohlendioxidmenge kg CO₂/h 19.771

spezifische Kohlendioxidemission kg CO₂/t Abf 1.177,0

kg CO₂/MWh_th 392,3

abzuscheidende Kohlendioxidmenge kg CO₂/h 17.794

spezifische Kohlendioxidabscheidung kg CO₂/t Abf 1.059,3

kg CO₂/MWh_th 353,1

Tabelle 6: Änderung der Abgaseigenschaften während des Abgasreinigungsprozesses (bei Ver- nachlässigung der Falschluft-, Druckluft- und Schadgasmengen)

Parameter Temperatur Druck AG-Feuchte CO₂-Gehalt AG-Menge

t_AG p_abs,AG H₂O CO₂ (tr.) CO₂ (f.) V_i.N.(AG)tr. V_i.N.(AG)f.

Prozessschritt °C mbar Vol.-% Vol.-% Vol.-% m³N tr.AG/h m³N f.AG/h

Sprühtrockner 175 988 21,15 11,95 9,42 83.678 106.130

WT, rohgasseitig 111 966 21,15 11,95 9,42 83.678 106.130

2-stufige AG-Wäsche 62 956 22,73 11,95 9,23 83.678 108.293

WT, reingasseitig 120 951 22,73 11,95 9,23 83.678 108.293

Saugzug n. AK-Filter 127,8 1.016 22,73 11,95 9,23 83.678 108.293 AG-Kühlung (VDK) ca. 66,2 1.010 25,96 11,95 8,85 83.678 113.017

AG-Kühlung ¹⁾mit 40 1.005 7,34 11,95 11,07 83.678 90.305

H₂O-Kondensation 10 1.005 1,22 11,95 11,81 83.678 84.712

CO₂-Absorption ¹⁾ 40 1.000 7,34 1,34 1,23 74.677 81.304

10 1.000 1,22 1,34 1,32 74.677 75.711

1) AG-Kühlung auf Absorptionstemperatur, bei Amin-Wäsche mit MEA: t = 40 °C, bei Chilled Ammonia Prozess: t = 10 °C

(15)

Abgasbehandlung

3.3. Energie- und Massenbilanzen für die CO

₂

-Abscheideverfahren

Um eine Vergleichsmöglichkeit für die Bilanzierung des Chilled Ammonia Prozes- ses zu erhalten, dient eine Amin-Wäsche mit einer 30 Ma.-%igen MEA-Lösung als Referenzverfahren für die CO₂-Abscheidung. Die Betriebskostenbilanzierung für die CO₂-Abscheideverfahren erfolgt auf der Basis verfügbarer Literaturdaten (Tabelle 7).

Umfangreiche Ergebnisse aus Versuchen zur CO₂-Abtrennung aus Kraftwerksabgasen mit MEA-Lösung an einer Technikumsanlage liefert die Arbeit von Notz [14]. Hierin sind neben zahlreichen Parameterstudien und Degradationsuntersuchungen auch Energie- und Massenbilanzen für die CO₂-Abscheidung mit MEA-Lösung dargestellt.

Weitere Informationen über die Degradation enthält u.a. auch die Arbeit von Kemper [11]. Daten zum Chilled Ammonia Prozess findet man z.B. bei Aronsson [1], Darde [4], Galloy [6], Yeh [21], Resnik [19] oder Black [2].

Zu den Kosten für die CO₂-Abscheidung kommen zusätzlich die Kosten für die Kom- pression, den Transport und die Speicherung hinzu (Bild 10). In Bild 11 werden die vier möglichen Transportarten – Pipeline, Schiff, Bahn und LKW – dargestellt. Die Transportkosten sind aber nicht nur von der Art des Transports, sondern auch von der Förderkapazität und der Reichweite abhängig.

60 50 40

30 20 10

Mittlere Kosten EUR/t

Auswertung 17 europäischer Fallstudien mit Angabe der Standardabweichung σ

Trennung Kom-

pression Transport Speiche- rung 0

8,2

(σ = 3,1) 5,5 (σ = 4,5) 33,8

(σ = 24,5)

6,6 (σ = 8,1)

25

5

1 Kosten EUR/t CO₂

1 10

Kapazität log Mt/a LKW

Eisenbahn

Pipeline

Schiff 100

Bild 10: Mittlere Kosten für die Trennung, die Kompression, den Transport und die Speicherung von CO₂ (GESTCO-Projekt)

Quelle: Fischedik, M.; et al.: RECCS – Strukturell- ökonomisch-ökologischer Vergleich regenerativer Energie- technologien (RE) mit Carbon Capture and Storage (CCS).

Forschungsvorhaben des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU); 2007

Bild 11: Kosten des CO₂-Transportes über 250 km

Quelle: Radgen, P.; et al.: Bewertung von Verfahren zur CO₂-Abscheidung und -Deponierung. Abschlussbericht an das Umweltbundesamt Berlin, UBA-FB 000938; F&E-Vorhaben Nr.

203 41 110; 2005

(16)

428

Abgasbehandlung

Tabelle 7: Betriebskostenbilanzierung für die CO₂-Abscheideverfahren Amin-Wäsche mit MEA- Lösung als Referenzverfahren und Chilled Ammonia Prozess

Parameter Einheit Amin-Wäsche Chilled Ammonia Prozess

Absorptionsmittel (Lsg in H₂O) – 30 Ma.-%ige MEA-Lösung 28 Ma.-%ige NH₃-Lösung

Molmasse Absorptionsmittel kg/kmol 61,09 17,03

Absorptionstemperatur °C 40 bis 70 0 bis 10

Absorptionsdruck bar 1 bis 3 etwa 1

Desorptionstemperatur °C 110 bis 130 110 bis 130

Desorptionsdruck bar 1 bis 1,5 20 bis 40

praktische CO₂-Beladung kg CO₂/kg Lsg 0,05 0,1 bis 0,2

spez. Wärmebedarf für die Regeneration ¹⁾ GJ/t CO₂ 3,8 bis 4,2 1,5 spez. elektrischer Energiebedarf ²⁾ GJ/t CO₂ 0,5 bis 1,5 k.A.

spez. Absorptionsmittelverbrauch ³⁾ kg/t CO₂ 1,6 bis 2,0 0,2

spez. Absorptionsmittelkosten ³⁾ EUR/kg 0,82 ⁴⁾ 1,39

spez. CO₂-Vermeidungskosten ⁹⁾ EUR/t CO₂ 25 bis 45 11 bis 23

CO₂-Abscheiderate % 90 90

abzuscheidende CO₂-Menge ⁵⁾ t CO₂/h 17,8 17,8

t CO₂/a 142.352 142.352

Wärmebedarf für die Regeneration ^{1) 5)} MWh_th/h 18,8 bis 20,8 7,4 MWh_th/a 150.260 bis 166.077 59.313 Dampfbedarf für die Regeneration ^{5) 6)} t D/h 32,0 bis 35,4 12,6

t D/a 256.170 bis 283.422 100.833

Dampfverbrauchskosten ^{5) 6) 7)} EUR/h 200,1 bis 211,4 78,8

EUR/a 1.601.063 bis 1.771.389 630.206 elektrischer Energiebedarf ^{2) 5)} MWh_el/h 2,471 bis 7,414 k.A.

MWh_el/a 19.771 bis 59.313 k.A.

elektrische Energiekosten ^{2) 5) 8)} EUR/h 15,45 bis 46,34 k.A.

EUR/a 123.569 bis 370.708 k.A.

Absorptionsmittelverbrauch ^{3) 5)} kg/h 28,5 bis 35,6 3,6

kg/a 227.763 bis 284.704 28.470

Absorptionsmittelkosten ^{3) 5)} EUR/h 23,35 bis 29,18 4,95

EUR/a 186.766 bis 233.457 39.574 CO₂-Vermeidungskosten ⁹⁾ EUR/h 444,85 bis 800,73 195,73 bis 409,26

EUR/a 3.558.800 bis 6.405.840 1.565.872 bis 3.274.096

1) davon Strippdampfbedarf: 35 %, Desorption: 40 % und Waschmittelaufheizung: 25 %

2) inkl. Energiebedarf für Saugzuggebläse zur Abgasförderung, Waschmittelpumpen und Kompressor zur CO₂-Verdichtung 3) Verluste durch Degradation und Schlupf; bei einer NH₃-Schlupf-Nutzung für den SCR-Prozess entstehen keine NH₃-Verluste 4) nach Angaben des Statistischen Bundesamtes (2002), zitiert in Fischedik

5) bei 8.000 Betriebsstunden pro Jahr

6) Dampfparameter (angenommen) = 150 °C/4,76 bar: Δh = h‘‘ – h‘ = 2.113,6 kJ/kg = 0,5871 MWhth/t 7) spezifische Dampfverbrauchskosten = 6,25 EUR/t

8) spezifische elektrische Energiekosten = 35 EUR/MWh_el

9) in der Literatur findet man im Vergleich zu den o.g. Werten auch abweichende Angaben für die spez. CO₂-Vermeidungskosten der Amin-Wäsche oder z.B. für Post-Combustion-Verfahren bzw. CCS allgemein

Quellen: Black, S.: Chilled Ammonia Scrubber for CO₂ Capture. In: Alstom Firmenschrift, 2006

Fischedik, M.; et al.: RECCS – Strukturell-ökonomisch-ökologischer Vergleich regenerativer Energietechnologien (RE) mit Car- bon Capture and Storage (CCS). Forschungsvorhaben des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU); 2007

Galloy, A.: Experimentelle Untersuchungen an einer Carbonate Looping Versuchsanlage mit 1 MW thermischer Leistung. Dis- sertation an der Technischen Universität Darmstadt, 2014

Notz, R. J.: CO₂-Abtrennung aus Kraftwerksabgasen mittels Reaktivabsorption. Dissertation an der Universität Stuttgart, 2009.

Berlin, Logos Verlag Berlin GmbH, 2. Aufl. 2013

Dorfstraße 51 D-16816 Nietwerder-Neuruppin Tel. +49.3391-45.45-0 • Fax +49.3391-45.45-10 E-Mail: tkverlag@vivis.de

Bestellungen unter www. .de

oder

TK Verlag Karl Thomé-Kozmiensky Erneuerbare Energien, Band 1

Herausgeber: Karl J. Thomé-Kozmiensky

ISBN: 978-3-935317-44-3

Erscheinung: 2009 Gebundene Ausgabe: 329 Seiten

mit farbigen Abbildungen

Preis: 24.00 EUR

Erneuerbare Energien, Band 4

Herausgeber: Karl J. Thomé-Kozmiensky Michael Beckmann

ISBN: 978-3-935317-55-9

Preis: 24.00 EUR

ISBN: 978-3-935317-64-1

Preis: 24.00 EUR

ISBN: 978-3-935317-65-8

Preis: 24.00 EUR

ISBN: 978-3-935317-43-6

Preis: 24.00 EUR

ISBN: 978-3-935317-54-2

Preis: 24.00 EUR

Erneuerbare Energien

Erneuerbare Energien, Band 1 • Erneuerbare Energien, Band 2 • Erneuerbare Energien, Band 3 Erneuerbare Energien, Band 4 • Erneuerbare Energien, Band 5 • Erneuerbare Energien, Band 6

Paketpreis 105.00 EUR

statt 144.00 EUR

(17)

Dorfstraße 51 D-16816 Nietwerder-Neuruppin Tel. +49.3391-45.45-0 • Fax +49.3391-45.45-10 E-Mail: tkverlag@vivis.de

Bestellungen unter www. .de

oder

TK Verlag Karl Thomé-Kozmiensky Erneuerbare Energien, Band 1

ISBN: 978-3-935317-44-3

Preis: 24.00 EUR

ISBN: 978-3-935317-55-9

Preis: 24.00 EUR

ISBN: 978-3-935317-64-1

Preis: 24.00 EUR

ISBN: 978-3-935317-65-8

Preis: 24.00 EUR

ISBN: 978-3-935317-43-6

Preis: 24.00 EUR

ISBN: 978-3-935317-54-2

Preis: 24.00 EUR

Erneuerbare Energien

Erneuerbare Energien, Band 1 • Erneuerbare Energien, Band 2 • Erneuerbare Energien, Band 3 Erneuerbare Energien, Band 4 • Erneuerbare Energien, Band 5 • Erneuerbare Energien, Band 6

Paketpreis 105.00 EUR

statt 144.00 EUR

(18)

SNCR-Technologien der neuen Generation

TWIN-NO _x

^®

, Selektive und Adaptive Rauchgaskühlung

▪ Das TWIN-NOx^®-Verfahren vereint die Vorteile der Reduktionsmittel Ammoniak und Harnstoff und erzielt so beste Ergebnisse.

▪ Durch selektive Kühlung wird die Temperatur des Rauchgases im Eindüsbereich für das SNCR-Verfahren optimiert. Die NOx-Abscheide- grade verbessern sich, die Reduktionsmittelverbräuche sinken weiter.

▪ Die Adaptive Kühlung ermöglicht eine noch genauere Regelung der Kühlwassermenge und NOx-Emissionen und damit noch bessere NOx-Abscheidegrade bei minimalem NH3-Schlupf.

SNCR-Anlage in einem Kohlekraftwerk (225 MW_el), Polen

▪ Niedrige Investitionskosten

▪ Geringe Reduktionsmittel- verbräuche

▪ Leichte Nachrüstbarkeit

▪ Hohe Verfügbarkeit

▪ Hohe Entstickungsgrade

▪ Sichere Unterschreitung der gesetzlichen Grenzwerte

Mehldau & Steinfath Umwelttechnik GmbH, Alfredstr. 279, 45133 Essen • Tel. +49 201 43783-0 Fax +49 201 43783-33 • zentrale@ms-umwelt.de • www.ms-umwelt.de

Adaptive Kühlung

Wo treibt uns der CO2