Download - Hitachi Power Europe GmbH

Rauchgasreinigungssysteme
und Komponenten

Über Hitachi Power Europe
Von der Kohle zum Strom
Schematische Darstellung der Stromerzeugung in einem typischen Steinkohlekraftwerk
Vor dem Einblasen in den Feuerraum wird die Rohkohle in Kohlemühlen staubfein zerkleinert.
Durch die Verbrennung des Kohlenstaubs im Feuerraum des Dampferzeugers entstehen Rauchgase
mit Temperaturen bis zu 1.450 °C. Die freigesetzte Wärme wird genutzt, um Wasserdampf mit
hohem Druck und hoher Temperatur zu erzeugen.
Der Wasserdampf wird in eine Turbine geleitet, strömt auf die Schaufelräder und versetzt die
Turbinenwelle in Bewegung. Ein angeschlossener Generator erzeugt daraus elektrischen Strom.
Inhalt
Erfahrungen und Kompetenz
in Umwelttechnik 4
Rauchgasentschwefelung 6
Stickoxid-Minderung (DeNO X ) 8
Quecksilber-Reduktion 10
SCR für Braunkohle
und Trockenbraunkohle 11
CO 2 -Abscheidung 12
Integration der nachgeschalteten
Rauchgaswäsche (PCC) 14
Beispiel: Nachrüstung von
Kraftwerken 15
Die Stickstoffoxide im Rauchgas reagieren in der DeNO x -Anlage mithilfe von Katalysatoren,
es entsteht Stickstoff und Wasserdampf.
Aschepartikel bleiben im Elektrofilter an elektrisch geladenen Flächen haften, werden abgeklopft
und aus dem Rauchgas entfernt.
In der Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) binden Kalkmilch oder Kalksteinmehlsuspension
das Schwefeldioxid aus dem Rauchgas. Als Endprodukt entsteht Gips.
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Technologieführer mit exzellenten Referenzen
Ob als Anlagenbauer oder als Lieferant von Kernkomponenten: Bei fossil befeuerten Kraftwerken
gehört die Hitachi Power Europe GmbH (HPE) zu den Technologie- und Marktführern.
Das Unternehmen – eine Tochtergesellschaft von Hitachi, Ltd. – hat seinen Sitz in Duisburg.
Die HPE plant und baut nicht nur Kraftwerke, sondern liefert auch alle Kernkomponenten –
wie etwa Großdampferzeuger, Umwelt technik, Turbinen und Mahl anlagen. Dabei setzt die
HPE auf eine Jahrzehnte lange Erfahrung, auf umfang reiche Refer enzen und das heraus ­
ragende Know-how ihrer Mitarbeiter.
Innerhalb des Hitachi-Konzerns ist die HPE verantwortlich für die Märkte in Europa, Indien,
Russland (inkl. Weißrussland) und Afrika.
Hitachi Power Europe GmbH, Duisburg
Babcock Fertigungszentrum GmbH, Oberhausen
BGR Boilers Private Ltd., Chennai
Donges SteelTec GmbH, Darmstadt
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6
4
7
Hitachi Power Africa (Pty) Ltd., Johannesburg
Hitachi Power Europe Service GmbH, Duisburg
Meeraner Dampfkesselbau GmbH, Meerane
3
5
Rauchgasreinigungssysteme 3

Erfahrungen und Kompetenz in Umwelttechnik
Reich an Referenzen
Hitachi Power Europe GmbH (HPE) verfügt über intelligente und umweltschonende
Rauchgasreinigungssysteme. Unsere Mitarbeiter setzen die Rauchgasreinigungssysteme
nach fossil gefeuerten Kraftwerken als Gesamtkonzept oder als einzelne Komponenten
(Entschwefelung, Entstickung, Entstaubung) ein. Der Umfang kann je nach Wunsch und
Anforderung individuell angepasst werden. Unsere Referenzen belegen, dass HPE dabei
nicht nur Kundenwünsche erfüllt, sondern auch immer wieder neue Maßstäbe für die
Umwelt setzt.
Projekt Kunde Produkt Leistung Brennstoff Inbetriebnahme
Rauchgasmenge
Elektrische Leistung
Abscheiderate
Chvaletice 1, 2, 3, 4 2.066.400 Nm³/h 1997
Tschechien
CEZ a.s.
FGD
200 x 4 MWel
95% Braunkohle
1998
Vresova
Sokolovská
Tschechien
uhelná a.s.
FGD 1.510.000 Nm³/h 87% Braunkohle 2002
Krabi 1
1.004.000 Nm³/h
Thailand
EGAT
FGD
300 MWel
90% Öl 2004
Kozienice #9, 10
2.066.400 Nm³/h
Polen
Kozienice S.A.
FGD
500 MWel
94,8% Steinkohle 2005
Kozienice 4–8
3.480.000 Nm³/h
Polen
Kozienice S.A.
FGD
(200 x 4 MWel entspr.)
94% Steinkohle 2007
Sioux 1, 2
2.005.367 Nm³/h
USA
Ameren
FGD
2 x 535 MWel
99% Steinkohle 2008
Coffeen 1, 2
1.464.395 Nm³/h
USA
Ameren
FGD
2 x 360 MWel
99% Steinkohle 2009
Duck Creek 1
1.627.239 Nm³/h
USA
Ameren
FGD
444 MWel
99% Steinkohle 2008
Abono 2 Hidroelectrica 2.225.780 Nm³/h
Spanien
del Cantabrico S.A.
FGD
556 MWel
90% Steinkohle 2008
Soto 3 Hidroelectrica 1.330.576 Nm³/h
Spanien
del Cantabrico S.A.
FGD
350 MWel
90% Steinkohle 2008
La Robla 2 Unión Fenosa 1.500.000 Nm³/h
Spanien
Generación S.A.
FGD
350 MWel
95% Steinkohle 2008
Sines 1, 2, 3, 4 1.160.000 Nm³/h 2008
Portugal
CPPE /EDP
FGD
4 x 314 MWel
90% Steinkohle
2009
Narcea 3 Unión Fenosa 1.500.000 Nm³/h
FGD
Spanien
Generación S.A.
350 MWel
95% Steinkohle 2009
Walsum
1.800.000 Nm³/h
Deutschland
Evonik/EVN
FGD
790 MWel
98% Steinkohle 2013
Westfalen 1.900.000 Nm³/h 2013/2014
Deutschland
RWE
FGD
2 x 820 MWel
98% Steinkohle
(geplant)
Wilhelmshaven Electrabel/ 1.800.000 Nm³/h 2014
Deutschland
GDF Suez
FGD
790 MWel
99% Steinkohle
(geplant)
Eemshaven 1.900.000 Nm³/h 2014
Niederlande
RWE
FGD
2 x 820 MWel
98% Steinkohle
(geplant)
Rotterdam Electrabel/ 1.800.000 Nm³/h
Niederlande
GDF Suez
FGD
790 MWel
99% Steinkohle 2013
Referenzen von HPE und Hitachi Power Group, Stand: Juni 2013
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Ständige Weiterentwicklung
Die Technologie der Rauchgasreinigungssysteme wird entsprechend den Ansprüchen an die
Umwelt permanent weiterentwickelt. Die Entwicklung der Anforderungen an die Rauchgasreinigungssysteme
zeigt sich an der Entwicklung der Emissionsgrenzwerte in Europa.
Status der Emissionsstandards in Europa
400
350
Emissionsstandard
300
250
200
150
100
50
0
SO x
(mg/Nm³)
NO x
(mg/Nm³)
Staub
(/10 mg/Nm³)
HCI
(/10 mg/Nm³)
HF
(/100 mg/Nm³)
400 200 30 – –
200 200* 20 10 (17. BImSchV) 1 (17. BImSchV)
100 80 10 8 1
■ EU-Standard
■ 13. BImSchV
■ Genehmigungsstand Deutschland
* 100 im Jahresmittelwert
0.05
0.045
0.04
Emissionsstandard
0.035
0.03
0.025
0.02
0.015
0.01
0.005
0
Hg
(mg/Nm³)
Cd + Tl
(mg/Nm³)
andere Schwermetalle
(*10 mg/Nm³)
Dioxine und Furane
(*10 ng/Nm³)
0,03 0,05 0,5 0,1
0,03 0,05 0,5 0,1
■ 13. BImSchV
■ Genehmigungsstand Deutschland
Rauchgasreinigungssysteme 5

Rauchgasentschwefelung
Grenzwerte klar unterschritten
HPE nutzt für die Entschwefelung von Rauchgasen in Kraftwerken das Branntkalk- und
das Kalksteinverfahren. Für diese Techniken verfügen wir über ausgewiesene Experten,
die langjährige Erfahrungen bei der Rauchgasentschwefelung haben.
Mit diesen Techniken werden alle von der Rauchgaswäsche beeinflussbaren Emissionsgrenzwerte
sicher eingehalten oder klar unterschritten. Als Endprodukt kann dabei Gips zur
weiteren industriellen Verwertung gewonnen werden. Angepasst an die Kundenwünsche liefert
Hitachi Power Europe die Rauchgasentschwefelungsanlagen (REA) auch schlüsselfertig.
Der anfallende Gips wird letztlich der verarbeitenden Industrie zugeführt.
Kalkstein- / Gipsverfahren
Bei der Rauchgasentschwefelung hat sich – auf Grund des einfachen Prozesses – weltweit
das Kalkstein- / Gipsverfahren bewährt. Bei diesem Verfahren erfolgt die Abscheidung von
Schwefeldioxid (SO 2 ), Chlorwasserstoff (HCl) und Fluorwasserstoff (HF) in einer alkalischen
Waschflüssigkeit. Bei der Absorption mittels Kalkstein fällt als Produkt hochwertiger Gips an,
der sich durch seinen besonderen Weißgrad auszeichnet. Auf Kundenwunsch kann auch das
Branntkalkverfahren eingesetzt werden.
Separater Kamin
Nach dem Reinigungsprozess kann das Rauchgas über den Kühlturm oder über einen
separaten Kamin auf den Absorber direkt in die Atmosphäre gegeben werden. Welches dieser
Verfahren das kosteneffizientere ist, wird anhand der Kaminhöhe und Anzahl der Kraftwerksblöcke
errechnet. Auch bei der Umrüstung von Altanlagen kann entweder der ursprüngliche
Rauchgasweg oder ein aufgesetzter Kamin verwendet werden.
Schematische Darstellung
des REA-Prozesses
Kühlturm
Rauchgas
E-Filter
Absorber
Aschesilo
Oxidationsluft
Absorber
Restentleerungsbehälter
Prozesswasser
Kalksteinmehl
Kalksteinmehl
Silo
zur Abwasserbehandlung
Abwasser
Gips
zur Gipslagerung
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Absorber von HPE
Absorber-Eintritt
Absorber-Sumpf (Tank)
Innerhalb von vier Minuten wird der komplette
Tankinhalt einmal umgepumpt.
Rauchgas
Sprühdüsen
Auf- und abwärts sprühende Düsen, die als
Hohlkegel oder Vollkegeldüsen ausgeführt
werden.
Sprühebenen
Anzahl der Sprühebenen richtet sich nach
dem Brennstoff. Für internationale Kohlen
und Emissionen entsprechend der deutschen
Gesetzgebung werden vier Ebenen
mit Platz für eine fünfte Ebene bevorzugt.
Tropfenabscheider
Anzahl der Stufen des Tropfenabscheiders
richtet sich nach dem zulässigen Tropfengehalt
im Rauchgas.
Absorber-Austritt
Horizontal oder vertikal, Austritt richtet sich
nach dem nachfolgenden Equipment im
Rauchgasweg.
Intelligente Technik
Beim HPE-Absorber tritt das Rauchgas im unteren Teil des Absorbers ein und durchläuft
die Absorptionsstrecke nach oben. Die Anzahl der Düsenebenen der Kontaktzone und die
Positionierung der entsprechenden Düsen werden durch intelligente Technik abgestimmt
auf die gewünschte Abscheideleistung des Absorbers.
Modernste Berechnungen von Eintrittswinkel und Geschwindigkeit des Rauchgases gewährleisten
möglichst geringe Turbulenzen innerhalb des Absorbers. Ein Grobtropfenabscheider
und ein Feintropfenabscheider halten die feinen Tröpfchen im Rauchgas zurück,
bevor das Reingas den Absorber verlässt. Der eigentliche Stoffübergang von Schadgas zur
Flüssigkeit findet in dem intensiv durchmischten Gas-Flüssigkeitsraum statt – der so genannten
Kontaktzone.
Rauchgasreinigungssysteme 7

Stickoxid-Minderung (DeNO X )
Steinkohlekraftwerk
Walsum 10
Auf ein Minimum reduziert
Die wesentlichen zu einer DeNO X -Anlage
gehörenden Einheiten sind:
■ Ammoniak- /Ammoniakwasserlagerung
und -versorgung
■ Ammoniak- /Ammoniakwassereindüsung
und Mischersysteme
■ DeNO X -Reaktor mit Gleichrichter
und Rußbläser
■ Katalysatoren
Fortschrittliche Anlagenbauer wie Hitachi Power Europe verwenden bei sekundärseitigen
Maßnahmen zur Minderung von Stickoxiden (DeNO X ) die selektive katalytische Reduktion
(Selective Catalytic Reduction, SCR). Dieses moderne Verfahren gewährleistet, dass die
Stickstoff-Emissionen auf ein Minimum reduziert werden.
Dabei entstehen aus dem eingesetzten Ammoniak und dem abgeschiedenen Stickoxid die
Luftbestandteile Stickstoff und Wasserdampf. Die bei der Verbrennung erzeugten Stickoxide
werden fast vollständig entfernt.
Die SCR-Technologie wird bei modernen Anlagen vor dem LuVo (Luftvorwärmer) eingesetzt.
In seltenen Anwendungen ist ein Einsatz nach der Rauchgaswäsche möglich. Mit Einsatz vor
dem LuVo ist eine prozesstechnische und ressourcenschonende optimale Eingliederung in
den Gesamtprozess einer Kraftwerksanlage gegeben. In beiden Fällen erfolgt die Einbindung
der SCR-Technik in den Kraftwerksprozess unter intensiver Berücksichtigung des bei Hitachi
vorhandenen Know-hows als Kesselhersteller und als REA-Anlagenbauer.
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Effiziente Katalysatoren
Das Herzstück des SCR-Verfahrens ist der Katalysator. Die für DeNO X -Anlagen eingesetzten
Katalysatoren sind als Platten- oder Wabenkatalysatoren verfügbar. DeNO X -Anlagen
von Hitachi Power Europe sind mit allen auf dem Markt verfügbaren Katalysatoren
kompatibel. Dabei wird bei jeder Anlage individuell geprüft, welcher Katalysator zum
effizientesten und günstigsten Anlagenkonzept führt.
Als Stand der Technik gelten weltweit Katalysatoren auf der Basis von Titandioxid mit Zusätzen
aus Vanadium-Molybdän und Wolframoxiden.
Der DeNO X -Reaktor dient der sicheren Verankerung der Katalysatormodule. Entsprechend
den Anforderungen an die Stickoxidabscheidung wird die Anzahl der Ebenen am Beginn des
Auftrages in enger Zusammenarbeit mit dem Betreiber festgelegt. Auf diesen Ebenen können
Katalysatormodule aufgenommen werden. Davon sind mehrere Ebenen mit Modulen
bestückt, die anderen dienen als Reserveebene für eine spätere Aufnahme von zusätzlichen
Katalysatorelementen. Oberhalb der ersten Katalysatorebene ist ein Strömungsgleichrichter
eingebaut, um eine möglichst gleichmäßige Anströmung der Katalysatoren zu gewährleisten.
Der Reaktor wird von oben nach unten vom Rauchgas durchströmt. Staubablagerungen
auf den Katalysatormodulen werden durch dampfbetriebene Rußbläser in regelmäßigen
Abständen lagenweise abgereinigt. Alternativ zu den Rußbläsern ist eine Ausrüstung mit
Schallhörnern (Sonic Horns) möglich.
DeNO X -Reaktor
Rauchgasreinigungssysteme 9

Quecksilber-Reduktion
Immer einen Schritt voraus
Die Quecksilberreduktion (Hg-Reduktion) nimmt eine immer wichtigere Rolle in der Rauchgasreinigung
ein. Um den aktuellen Tagesmittelwert von 0,03 mg/Nm³ einzuhalten ist eine
Abscheiderate von bis zu 80 % erforderlich. Verschiedene Messungen an bestehenden
Kraftwerken haben bestätigt, dass HPE diesen Grenzwert mit bestehenden Anlagekomponenten
einhält.
Doch HPE will nicht nur mit dem Stand der Dinge Schritt halten, sondern immer einen Schritt
voraus sein. Deswegen arbeiten die Ingenieure unserer Muttergesellschaft Hitachi, Ltd. an
einem Abscheideverfahren, in dem der Katalysator das Quecksilber oxidiert („new catalyst“).
Anschließend kann das Quecksilber im Absorber abgeschieden werden.
Das Verfahren bietet einen besonderen Vorteil: Der „new catalyst“ unterstützt bei chloridarmen
Kohlen die Oxidation von metallischem Quecksilber zu ionischem Quecksilber. Diese Steigerung
der Oxidationsrate ist von Bedeutung, da genau dieser Oxidationsvorgang die Voraussetzung
der Quecksilberabscheidung darstellt. Bei Untersuchungen der gasförmigen
Quecksilberfrachten in Rauchgasen wurde vergleichsweise eine Zunahme des Anteils der
gasförmigen Chlorverbindung des Quecksilbers im Rauchgas mit steigendem Chlorgehalt in
der Kohle beobachtet.
Betriebliche Erfahrungen liegen zurzeit nur bei der Verbrennung von bitumenhaltiger Kohle mit
einem niedrigen Cl-Gehalt vor. Durch die Verwendung dieses Katalysators erwartet man eine
Erhöhung der Hg-Oxidation auf Werte über 80%, wobei die Konversation von SO 2 und SO 3
bei diesen Katalysatoren weiterhin unter 0,5% liegt.
Eigenschaften des neuen SCR-Katalysators
Fettkohle
Flammkohle (Osten)
100
Neuer Katalysator
Quecksilber-Oxydation (%)
80
60
40
20
Herkömmlicher Katalysator
Ohne Katalysator
0
20 40 60 80 100
HCI-Konzentration (ppm)
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SCR für Braunkohle und Trockenbraunkohle
Braunkohlekraftwerk
Boxberg (Block Q + R)
Bestens vorbereitet auf neue Anforderungen
Wo bislang nur für Steinkohle zum Erreichen der vorgeschriebenen niedrigen Stickoxid-
Emissionen sekundäre Stickoxidminderungsmaßnahmen (SCR-Technologie) erforderlich
waren, werden für Neuanlagen ab 2012 generell für Kohle gefeuerte Kraftwerke neue
Grenzwerte gelten.
Mit Primärmaßnahmen sind die Anforderungen der „13. BImSchV“ (Bundesimmissionsschutzverordnung)
von maximal 100 mg/m³ NO X -Emissionen bei Braunkohle nicht zu
erreichen. Darauf ist Hitachi Power Europe bestens vorbereitet. Die Experten der Rauchgasreinigung
setzten für Braunkohle, die bei Steinkohle bewährte SCR-Technologie ein, welche
die neuen Grenzwerte sicher einhalten kann. Allerdings müssen die Einflüsse des Brennstoffs
Braunkohle auf den Katalysator untersucht werden. Dies prüft Hitachi Power Europe
gemeinsam mit einem großen Strombetreiber. Herauszufinden ist, ob die zur Steinkohle
unterschiedlichen Inhaltsstoffe beim Katalysator zu Verschleiß (Abrasion) oder Alterung führen.
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Gasgeschwindigkeit
(m/s)
Grafikanimation einer CFD-Berechnung
(CFD = computational fluid dynamics)
Rauchgasreinigungssysteme 11

CO 2 -Abscheidung
Nachgeschaltete Rauchgaswäsche (PCC)
HPE entwickelt Technologien zur Abscheidung und Speicherung von CO 2 (Carbon Capture
and Storage, CCS) für die Verstromung fossiler Energieträger. Das Unternehmen setzt auf
zwei Verfahren: die „Nachgeschaltete Rauchgaswäsche“ (Post Combustion Capture, PCC)
und die „Oxyfuel-Technologie“. Durch Tests im Pilotmaßstab an Kraftwerken werden diese
Verfahren für den großtechnischen Einsatz erprobt und skaliert.
Für das PCC-Verfahren hat HPE eine mobile Pilotanlage (siehe Grafik links) zur CO 2 -Abscheidung
mittels Gaswäsche fertig gestellt, die Mitte 2010 in Kooperation mit Energieversorgern
an einem Kraftwerksstandort in den Niederlanden aufgebaut und bis 2015 mit verschiedenen
Waschmitteln getestet wird. Die Pilotanlage hat nicht nur den Vorteil, dass sie transportabel
und damit unter verschiedenen Bedingungen einsetzbar ist. Sie ist auch auf keine spezielle
Wasch- /Aminlösung festgelegt, der Betreiber soll das für ihn am besten geeignete Mittel
verwenden können. Daneben unterstützt HPE den Bau einer zweiten mobilen Pilotanlage in
Zusammenarbeit mit deutschen Betreibern und Hochschulen zur Erprobung schutzrechtsfreier
CO 2 -Waschmittel an einem Kraftwerk in Duisburg.
Durch die Integration der Kompetenzen innerhalb des Hitachi-Konzerns (Kraftwerkskessel,
Turbine, Rauchgasreinigung und Verdichtung) konnte HPE eine Gesamtanlagentechnik
entwickeln, die bei künftigen Anlagen die Wirkungsgradeinbuße durch die CO 2 -Abscheidung
auf unter 8%-Punkte im Vergleich zu 11–14%-Punkten bei heutigen Waschmitteln und ohne
Wärmeintegration reduziert.
Die großtechnische Umsetzung von CCS-Anlagen erfordert eine Skalierung der vorhandenen
Technologie. Diese ist für den Maßstab kleiner Demoanlagen bereits erfolgt und Projekte von
Hitachi in Kanada und den USA stehen kurz vor der Umsetzung. Die notwendige weitere
Vergrößerung der Komponenten – beim letzten Schritt zur vollständigen CO 2 -Abscheidung
in Großkraftwerken – wird zurzeit am Beispiel von aktuellen Projekten im Detail untersucht.
Wärmeintegration der CO 2 -Rauchgaswäsche
in den Kraftwerksprozess
Großtechnische Umsetzung der
CO 2 -Rauchgaswäsche
CO 2
CO 2-
Verdichtung
CO 2
Wärmeintegration
Kühlung
El. Leistung
Brennstoff
Luft
Rauchgas
Wärme
Luft-/
Rauchgassystem
Wasser-/Dampfkreislauf,
Turbine,
Generator
Rauchgas
Kondensat
Dampf
Rauchgasreinigung
& CO 2-
Abscheidung
Gereinigtes
Rauchgas
El. Leistung
105 m
70 m
Wärmeintegration
12

Oxyfuel-Technologie
Hitachi Power Europe hat die Oxyfuel-Technologie seit mehreren Jahren im Technikumsmaßstab
in Zusammenarbeit mit Hochschulen sowie Partnern innerhalb und außerhalb des
Konzerns untersucht.
Verfahrensfließbild des Oxyfuel-Prozesses
Dampfkreislauf
Dampferzeuger DeNO x 2
CO 2
Luftzerlegungsanlage
N
Wärmeabfuhr Wärme-
CO 2 -Verdichtung
verschub-
Luft
system
O 2
Kohle
E-Filter
Saugzug
REA
Trocknung &
Nachreinigung
Asche
Rauchgasrückführung
Schwefel
H 2 O
H 2 O
H 2 O
Hierbei wurden wertvolle Erfahrungen zu den verfahrenstechnischen Grundlagen gesammelt
sowie die Auslegungssoftware für verschiedene Komponenten an die neuen Erfordernisse
angepasst.
Diese Erkenntnisse flossen unter anderem in das Design eines neuen DS ® -T-Brenners für die
Verfeuerung von Trockenbrennstoffen ein. Dieser wurde 2009 /2010 erfolgreich in einer
30 MWth Versuchsverbrennungsanlage unter Luftverbrennungsbedingungen getestet. Dabei
sind als Brennstoffe Trockenbraunkohle, Steinkohle und staubförmige Biomasse zum Einsatz
gekommen. Die Tatsache, dass in allen Fällen eine stabile Verbrennung unter Einhaltung der
relevanten Emissionsdaten erreicht wurde, beweist die hohe Flexibilität der HPE-Technologie.
Im zweiten Schritt wurde nun dieser Brenner – im Rahmen einer Technologiepartnerschaft mit
dem Energieversorger Vattenfall – bis April 2010 in der Oxyfuel-Pilotanlage „Schwarze Pumpe“
erfolgreich getestet und in Betrieb genommen. Anschließend erfolgt die feuerungstechnische
Optimierung. Die dabei gewonnenen Erfahrungen werden in die Auslegung einer in Planung
befindlichen Oxyfuel-Demonstrationsanlage einfließen.
Daneben validiert HPE zusammen mit Schwesterunternehmen auch die Auslegungsgrundlagen
und Werkstoffe bzw. Katalysatormaterialien für weitere wichtige Komponenten
wie z.B. die Entschwefelung und Entstickung von Oxyfuelrauchgasen sowie Materialien für
den Bereich des Kessels.
Flammenbilder der Brennertests mit
Trockenbraunkohle (oben),
Biomasse (mitte) und Steinkohle (unten)
Rauchgasreinigungssysteme 13

Integration der nachgeschalteten Rauchgaswäsche (PCC)
Höchste Wirkungsgrade mit PCC
Die sorgfältige Integration des PCC-Prozesses in den konventionellen Teil des Kraftwerks
ist die Voraussetzung für höchste Wirkungsgrade.
Hitachi-Dampfturbine mit
höchster Verfügbarkeit
Numerische Analyse der Turbinenschaufelung
für die PCC-Integration
Hitachi ist als Lieferant und Anbieter für Hauptkomponenten einer Kraftwerksanlage – wie
zum Beispiel Dampferzeuger, Dampfturbosatz, Nebenanlagen und Rauchgas-Reinigungssysteme
– in der Lage, derartige Integrationskonzepte zu entwickeln und Wirkungsgradeinbußen
aufgrund der Integration des PCC-Prozesses möglichst klein zu halten. Durch
Anstrengungen unserer erfahrenen Ingenieure in allen Bereichen kann Hitachi die höchsten
Wirkungsgrade für Kraftwerke mit angeschlossenen CO 2 -Abscheideanlagen sicherstellen.
Auch bei vorhandenen Anlagen können die Auswirkungen der PCC-Integration auf alle bestehenden
Hauptkomponenten durch unsere Ingenieure bewertet werden, um notwendige
Konzepte für Umbau- und Nachrüstungsmaßnahmen zu entwickeln.
Einfluss von PCC auf die Dampfturbine.
Die Integration einer nachgeschalteten Kohlendioxidabscheidung in das Kraftwerk hat einen
erheblichen Einfluss auf die Dampfturbinenauslegung. Im Falle des Kraftwerkneubaus sollten
die Anforderungen einer PCC-Anlage bei der Ausarbeitung des Dampfturbinenkonzeptes
berücksichtigt werden. Als Lieferant von Dampfturbinen kann Hitachi maßgeschneiderte
Dampfturbinenkonzepte liefern, die für eine Integration einer PCC-Anlage in das Gesamtkraftwerk
optimiert sind. Mit den Erfahrungen unserer Ingenieure sowie mit Hilfe modernster
Software werden die Auswirkungen der PCC-Anlage auf das Kraftwerk unter allen Lastbedingungen
bewertet und die Dampfturbine innerhalb der Gesamtanlage so optimiert,
dass ein möglichst hoher Wirkungsgrad des Kraftwerks mit nachgeschalteter Kohlendioxidabscheidung
sichergestellt werden kann.
Dampfturbine 800 MW
14

Beispiel: Nachrüstung von Kraftwerken
Eine saubere Sache
Ob Neubau oder Nachrüstung: Die Fachleute von Hitachi Power Europe verfügen sowohl
über das Know-how als auch über die erforderlichen Produkte, um mit Hilfe von modernster
Umwelttechnik die Emissionen in fossil gefeuerten Kraftwerken erheblich zu senken.
Die neu gebaute Rauchgasentschwefelungsanlage
im
Kraftwerk Narcea
Das jüngste Beispiel dafür sind die Maßnahmen zur Ertüchtigung der beiden Steinkohlekraftwerke
„La Robla 2“ und „Narcea 3“. Die beiden 305-Megawatt-Blöcke im nordspanischen
Asturien sind mehr als 25 Jahre alt, die damals verwendete Technik reichte nicht mehr aus,
um die strengen Umweltschutzauflagen (Grenzwerte für den Ausstoß von Stickoxiden,
Schwefeldioxid und Stäuben) innerhalb der Europäischen Gemeinschaft zu erfüllen.
Hitachi Power Europe wurde von „Unión Fenosa Generación“, dem drittgrößten Energieversorger
Spaniens, beauftragt, eine Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) für beide
Kraftwerksstandorte zu planen und zu bauen. Außerdem sollte HPE die Kohlenstaubbrenner
umbauen, um die Feuerungsanlage beider Kessel zu optimieren.
Emissionen von La Robla / Narcea (in mg/Nm 3 )
La Robla
Narcea
NO x
SO 2 < 230*
< 600
NO x
~ 1.200
< 860
~ 1.500
SO 2
4.000*
< 200*
4.600*
vor Modernisierung nach Modernisierung * dry bei 6% O 2
Die Rauchgasentschwefelungsanlagen hat HPE im Konsortium mit der Hitachi-Tochtergesellschaft
„Hitachi-BHK“ und der spanischen Firma Cobra abgewickelt. Die Brenner stammen
aus der „Babcock Fertigungszentrum GmbH“, einer Tochtergesellschaft von Hitachi
Power Europe. Gefertigt wurden die Anlagenteile – von Brennern über Gebläse bis zu meterhohen
Klappen – unter anderem in Deutschland und Polen, Dänemark und Irland. Die Komponenten
wurden just-in-time geliefert, um sofort montiert zu werden.
Ende 2008 und Mitte 2009 übergab das Team von Hitachi Power Europe die Anlagen wie
vereinbart an den Kunden. Der Erfolg ist messbar: Nach der Umrüstung wurden die Emissionen
im Rauchgas erheblich gesenkt, etwa bei den Stickoxiden (NO X ) um rund 60 %, beim
Schwefeldioxid um mehr als 95 % und beim Staubgehalt um mehr als 50%.
Rauchgasreinigungssysteme 15

© Hitachi Power Europe GmbH /05.2013/Gedruckt auf chlorfrei gebleichtem Papier
Hitachi Power Europe GmbH
Schifferstraße 80
47059 Duisburg
Tel. 0203.8038-0
Fax 0203.8038-1809
infobox@hitachi-power.com
www.hitachi-power.com