Schutzverkleidung eines Müllverbrennungskessels

Schutzverkleidung eines Müllverbrennungskessels

Mirek Spicar

Mirek Spicar

WtE und Environmental Engineer, Verkaufsagent Explosion Power GmbH

Im Feuerraum eines Müllverbrennungskessels herrscht eine korrosive Atmosphäre und die Temperaturen erreichen bis zu 1‘400°C. Es ist naheliegend, dass die Kesselwände entsprechend geschützt werden müssen.

Sie haben sich sicherlich gefragt, wie ein Müllverbrennungskessel den hohen Temperaturen und dem chemischen Angriff sowie dem Abrieb widerstehen kann.

Zugrunde liegt eine jahrzehntelange Erfahrung und Materialentwicklung auf diesem Gebiet.
Die Wärmeübertragung aus dem Feuerraum in den Dampfkesselkreislauf erfolgt bei diesen Anlagen durch feuerfeste Auskleidungen im Feuerraum / ersten Kesselzug sowie den weiteren Kesselzügen. Die Auskleidung ist notwendig, um die Stahlwände, genannt Membranwände, vor chemisch-korrosivem und abrasivem Angriff durch die heissen Verbrennungsgase zu schützen.

 

Die Kesselabschnitte mit unterschiedlichen Arten von Korrosion

  • Im Feuerraum liegen die Temperaturen zwischen 1‘000°C und 1‘400°C und durch die Oxidation, Abrasion und Korrosion würden die ungeschützten Stahlwände durch Hochtemperaturkorrosion angegriffen werden. Dementsprechend müssen die Wände mittels feuerfester Auskleidung geschützt werden.
  • Der erste Kesselzug beginnt ab dem Ende des Feuerraums, oberhalb der letzten Sekundärlufteindüsung. Aus regulatorischen Gründen muss bis zur Kesseldecke eine Temperatur der Rauchgase von mindestens 850°C während 2 Sekunden eingehalten werden. Auch hier herrscht eine Hochtemperaturkorrosion der ungeschützten Stahlwände. In diesem Zug ist aufgrund der Konzentration eine Ablagerung (Schmelze, Salze) von Schwermetallverbindungen in Verbindung mit Halogeniden zu erwarten.
  • Oberhalb der 850°C/2-Sekunden-Grenze ist ein zügiger Wärmeabbau zu gewährleisten. Die Eintrittstemperatur in den zweiten Zug muss niedrig sein, um die Anströmtemperatur der Überhitzer im zweiten und dritten Zug nach oben zu begrenzen und als Folge die Korrosion möglichst gering zu halten.
  • Aufgrund der geringen Korrosion unterhalb von 650°C können in den weiteren Kesselzügen ungeschützte Stahlrohre verwendet werden.
  • Unterhalb von 170°C beginnt aufgrund von Kondensation diverser Halogenide und Schwermetalle die elektrochemische Korrosion und ein Einsatz der Stahlrohre ist nicht mehr möglich.

 

Material für die Schutzauskleidung

Als feuerbeständige Materialien eignen sich keramische Werkstoffe (Feuerbeton/Schamotte) auf Aluminiumoxid-Basis (Al2O3) mit unterschiedlichen Wärmedurchgangswiderständen (isolierend), Siliziumkarbid-Plattensysteme oder Massen (SiC) mit guten Wärmedurchgangseigenschaften.

Die angewendeten Schamotte haben eine Mörtel-Konsistenz und werden in der Regel als Massen zum Streichen, zum Hinterfüllen oder zum Spritzen verarbeitet.

Die Siliziumkarbid-Platten werden in einer vordefinierten Form mit etwa 30 mm Dicke gesintert und somit erhalten sie eine glatte und porenarme Oberfläche. Dank der guten Wärmeleiteigenschaften und hoher Temperaturbeständigkeit können diese Systeme für hochbelastete Feuerräume präzise eingesetzt werden.

Einen guten Korrosionsschutz mit zugleich hochwertigen Wärmeleiteigenschaften und Beständigkeit gegen Abrieb bietet eine Auftragsschweissung (genannt Cladding) mit Inconel. 
Inconel (Alloy 625, Werkstoff Nr. 2.4831) ist eine Nickelbasislegierung, welche als Schweissdraht in einer Schutzatmosphäre auf die Stahlflächen mit ca. 2 mm dicke aufgeschweisst wird.

Die wichtigsten Zonen des Müllverbrennungskessels
Im Folgenden wird ein typischer Aufbau eines Müllverbrennungskessels dargestellt:

Bild 1: Schematische Darstellung der Strahlungszüge mit Schutzverkleidung in einem typischen Müllverbrennungskessel. Graphik der Explosion Power GmbH

Abb. 1: Schematische Darstellung der Strahlungszüge mit Schutzverkleidung in einem typischen Müllverbrennungskessel. Graphik der Explosion Power GmbH

Betrachten wir den Ausschnitt „A“ aus Abbildung 1:
In einem Ausschnitt aus dem 1. Kesselzug sehen wir den Aufbau einer installierten Plattenverkleidung.

plattenkonstruktion-kesselzug

Abb. 2: Ausschnitt „A“ der Plattenkonstruktion des 1. Kesselzugs. 
Graphik der Explosion Power GmbH

 

Wie wird die Wärme aus dem Feuer abgeleitet?

In der nachfolgenden Grafik betrachten wir ein Temperaturprofil des Wärmeflusses vom heissen Rauchgas in das durchflossene Rohr.

  • Angenommen ist eine Rauchgastemperatur von 1000°C. Die äussere Oberfläche ist von der Rückseite „gekühlt“ was die Temperatur auf ca. 770°C herabsetzt.
  • Die Aschepartikel bilden einen Belag von ca. 5 mm, welcher stark isolierend wirkt. Die Temperatur wird dadurch auf ca. 310°C herabgesetzt. Folglich ist es anzustreben, diesen Belag möglichst klein zu halten. Mittels der Shock-Pulse-Generatoren (SPGs) der Explosion Power GmbH können die Beläge wirkungsvoll klein gehalten werden.
  • Die SiC-Platten haben gute Wärmeleiteigenschaften, welche einen kleinen Temperaturabbau verursachen – in unserem Falle von 310 °C auf 265°C.
  • Das Material der Hinterfüllung, alternativ Raum einer Hinterlüftung in einem Spalt von ca. 7 mm, senkt die Temperatur nur unwesentlich.
  • Die Rohrwand ist gut wärmeleitend und somit kann der Wärmedurchgang mit geringem Temperaturverlust in das durch Wasser-/ Dampf- durchflossene Rohr abgegeben werden.
  • Angenommen ist ein Druck im Wasser-/ Dampfsystem der Kesseltrommel von 47 bar, was einer Sättigungstemperatur von 260°C entspricht.

temperatur-kurve-feuerfeste-kesselauskleidung

Abb. 3: Temperaturprofil über die feuerfeste Kesselauskleidung (praxisgerechte Annahmen);
Grafik der Explosion Power GmbH


Literaturquellen:
Thomè-Kozmienski, K.J. und Beckmann M.: Energie aus Abfall, Band 8 und 10, TK Verlag
Mokesa: Wärmetechnische Optimierung durch gezielte Auswahl vor Feuerfestsystemen
Saint-Gobain: Refractory solutions
Jünger + Gräter Refractories: Broschüren

Shock Pulse Generatoren (SPG) erweisen sich als hervorragendes Hilfsmittel zur Reinigung grosser überkritischer Kraftwerkskessel.

Shock Pulse Generatoren (SPG) erweisen sich als hervorragendes Hilfsmittel zur Reinigung grosser überkritischer Kraftwerkskessel.

Mirek Spicar

Mirek Spicar

WtE und Environmental Engineer, Verkaufsagent Explosion Power GmbH

Die Explosion Power GmbH installierte 4 TwinL SPGs in einem überkritischen kohlestaubbefeuertem Kessel mit einer Leistung von 660 MWel, die erfolgreich zur Unterstützung der Kesselreinigung und zur Einhaltung der erforderlichen Rauchgasaustrittstemperatur innerhalb der Auslegungsvorschriften (Eingang zu SCR-Katalysatorelementen) eingesetzt werden. Für die nächste Phase plant der thailändische Energieproduzent die Installation von zusätzlichen 4 TwinL SPGs zur Einsparung von Speisewasser und Dampf sowie zur Zyklusoptimierung.

GHECO-One Co. Ltd. ist ein Joint Venture zwischen einem führenden privaten Produzenten von Strom und Industriegrundstücken / Versorgungsunternehmen, die in Thailand tätig sind.
Das Joint Venture wurde 2007 mit dem Ziel gegründet, Strom für die Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT) im Rahmen des Independent Power Producers (IPP) Programms zu produzieren und zu liefern. Die GHECO-One-Anlage wird nach internationalen Standards mit Verbrennung von sub-bituminöser Kohle betrieben und verfügt über modernste umweltfreundliche Technologien wie NOx-, Staubemissions- und SO2-Reduktionssysteme.
Der Bau begann 2009 nach der Genehmigung vom Office of Natural Resources and Environmental Policy and Planning (ONEP) durch die Environmental Health Impact Assessment (EHIA). Die Inbetriebsetzung erfolgte 2010, der kommerzielle Betrieb im 3. Quartal 2012.

 

Das Ziel

Der überkritische kohlestaubbefeuerter Kessel mit einer Leistung von 660 MWel. produziert 2’079 t/h Dampf von 243 bar und 568°C durch Verbrennung von sub-bituminöser Kohle. Zum Schutz der SCR-Katalysatorelemente ist es notwendig, die Abgastemperatur des Kesselabgases unter 400°C zu halten, während die Temperatur innerhalb von 7 Tagen nach einer manuellen Reinigung von 380°C auf 410°C ansteigt. Dies ist auf die Ascheansammlung auf dem Primary Re-Heater und Economizer zurückzuführen. Der Kessel ist mit insgesamt 92 Russbläsern ausgestattet, wovon sich 24 lange einziehbare Russbläser im Ofen und 24 ähnliche im Kesselrückteil befinden. Je nach Kohlequalitäten, Verschlackungs- und Verschmutzungsindizes müssen die Russbläser 24 Stunden am Tag, 7 Tage die Woche betrieben werden.

 

Die Lösung

Bild 2: Kessel schematisch, von Explosion Power GmbH

Die Explosion Power GmbH wurde beauftragt, die ungünstigen Bedingungen in dem 24m breiten Kesselrückteil vor Eintritt in den SCR zu mildern. Gheco-One installierte dann 4 Shock Pulse Generatoren TwinL – als zwei pro Seite – um das Russbläsesystem zu unterstützen und den Economizer sauber zu halten sowie die Abgaswärme aufzunehmen, welche den Wirkungsgrad des Kessels verbessert und stabilisiert. Jedoch am wichtigsten – zum Schutz der empfindlichen SCR-Elemente vor übermässiger Hitze/beschleunigter Zerstörung. Im Kesselrückteil werden hauptsächlich kleine Ascheteilchen angesammelt, welche von den 4 TwinL’s ausreichend entfernt werden. Das System wurde im April 2018 durch Explosion Power installiert und angefahren, mit hervorragender Unterstützung unseres lokalen Distributors und kompetenten Supportpartners Vannetto Pte. Ltd. Vannetto führt auch alle Service- und Wartungsarbeiten für die installierten TwinL durch.
Vor der Inbetriebsetzung der 4 Shock Pulse Generatoren TwinL musste der Kesselrückteil zusätzlich zu den Russbläsern durch eine Schicht pro Monat manuell gereinigt werden.

Die Pulsintervalle sind auf 60 Minuten eingestellt, was sich als die am besten geeignete Pulsfrequenz erwiesen hat.
Einige der ursprünglichen Russbläser werden noch immer mit der unveränderten Zyklusfrequenz betrieben. Während der gegenwärtigen Phase – der sogenannten Phase 1 – kann das Betriebspersonal die Pulsintervalle entsprechend den Anforderungen des Kessels ändern, je nachdem, ob der Kessel mit Volllast oder in Teillast betrieben wird. Diese Entscheidungen werden vom diensthaltenden Schichtleiter getroffen. Seitdem werden die Vorlauftemperaturen vor dem SCR konstant bei 380°C gehalten.

In der Regel wird das Signal zur Aktivierung des Pulses über das zentrale Leitsystem ausgelöst. Die DCS-Bediener erlaubten jedoch keine Interaktion mit ihrem System, während der Kessel in Betrieb war. Daher musste eine alternative Lösung gefunden werden, welche sich durch das fest verdrahtete Signal der Russbläser ergeben hat. Im Endzustand werden alle Aktivierungssignale an das zentrale Leitsystem angeschlossen. Es wurden Schulungen für alle Arbeitsschichten durchgeführt, um sicherzustellen, dass das gesamte Personal das System sicher bedienen kann.

Bild 3: Vorderansicht auf TwinL SPG installiert zwischen zwei langen, einziehbaren Russbläsern, samt zugehörigem Ventil- und Steuerschrank. Die gleiche Anordnung ist auf der linken Seite zu sehen. Foto aufgenommen durch Explosion Power GmbH

Bild 3: Vorderansicht auf TwinL SPG installiert zwischen zwei langen, einziehbaren Russbläsern, samt zugehörigem Ventil- und Steuerschrank. Die gleiche Anordnung ist auf der linken Seite zu sehen. Foto aufgenommen durch Explosion Power GmbH

 

Die nächste Phase

Um die Verschlackung, den Klinker und die Ascheablagerungen weiter zu reduzieren, wird Phase 2 des Projekts zusätzliche Schock Pulse Generatoren im Kesselrückteil beinhalten, um die Russbläser-Systeme weiter zu unterstützen.

Sobald 4 weitere TwinL SPGs installiert werden, wird das Ziel von 16 bis 24 langen einziehbaren Russbläsern zu stoppen erreicht. Ziel ist es, Speisewasser / Dampf zu sparen und die Anzahl der ursprünglich installierten Russbläser zu reduzieren, indem die Shock Pulse Generatoren mit noch besserer Reinigungsleistung im Vergleich mit den Russbläsern eingesetzt werden. Mindestens 2 lange einziehbare Russbläser werden pro SPG in Betrieb gehalten. Das gesamte Kesselreinigungssystem wird vom zentralen DCS aus aktiviert.

In drei Schritten die Korrosion im Dampfkessel minimieren: Das Korrosionsdiagramm

In drei Schritten die Korrosion im Dampfkessel minimieren: Das Korrosionsdiagramm

Mirek Spicar

Mirek Spicar

WtE und Environmental Engineer, Verkaufsagent Explosion Power GmbH

In der Kraftwerkstechnik führt kein Weg am Thema Korrosion vorbei. Insbesondere der Wunsch nach hohen Dampftemperaturen und der Einsatz unterschiedlicher Brennstoffe bringen neue Herausforderungen für die Kesselbauer – es gilt, den Kessel wirtschaftlich und dauerhaft zu gestalten.

Wenn die Anlage plötzlich stillsteht, stellt sich die Frage: «Warum?». Mögliche Ursachen sind die Betriebsbedingungen, das Alter einer Anlage – oder die Hochtemperaturkorrosion. Diese wird wesentlich von den Temperaturprofilen im Kesselbereich beeinflusst.

Wer diese Korrosion systematisch reduzieren will, muss wissen, welche Bereiche in seiner Anlage anfällig für Korrosion sind. Im Flingern’schen Diagramm lässt sich dies übersichtlich darstellen. Das Diagramm zeigt die Korrosionsbeständigkeit der Werkstoffe von Rohren im Rauchgasstrom unter verschiedenen Betriebsbedingungen. Die Darstellung wurde mithilfe empirischer Daten der Müllverbrennungsanlage Düsseldorf-Flingern entwickelt – daher der Name des Diagramms.

Das Diagramm erstellen Sie einfach in drei Schritten: Nach einer Analyse der Kesselzeichnung (1) und der Rauchgas- und Dampftemperaturen (2) können Sie die erhobenen Werte ins Diagramm eintragen (3). Und sofort sehen Sie ob sich Ihre Überhitzer in Bereichen starker oder geringer Korrosion befinden.

1. Identifizieren Sie die kritischen Bereiche

Analysieren Sie Ihre Kesselzeichnung und bestimmen Sie, für welche Bereiche Ihrer Anlage Sie ein Flingern’sches Diagramm erstellen wollen. Anfällig auf Korrosion sind diejenigen Bereiche, in denen die höchsten Rohraussenwandtemperaturen auftreten.

  • Ermitteln Sie die Position der Überhitzerbündel in Ihrem Kessel. Ein Schutzverdampfer, der den Überhitzern vorgelagert ist, kann Temperaturspitzen abbauen und das Korrosionsrisiko verringern.
  • Fragen Sie sich, wo die kritischen Stellen Ihrer Anlage sind: An welchen Anlageteilen sind die Temperaturen am höchsten?
  • Das Flingern’sche Diagramm ist für Rohre aus der Stahlsorte 16Mo3 gültig. Anders als zunächst erwartet, konnte kaum ein Unterschied im Korrosionsverhalten bei den verschiedenen beprobten Rohrwerkstoffen festgestellt werden.

Abbildung 1: Kesselschnittzeichnung mit Anordnung der Bündel (hier inkl. Schutzverdampfer). (Quelle: Explosion Power GmbH)

2. Schritt: Analysieren Sie die Rauchgas- und Dampftemperaturen

Nachdem Sie die kritischen Stellen eruiert haben, werfen Sie einen Blick auf den Verlauf der Temperaturen während der letzten Kesselreisezeit:

  • Lesen Sie die Rauchgastemperaturen an den Überhitzerrohren aus den kontinuierlich erfolgten Messungen ab. (Abbildung 2)
  • Die Temperatur der Rohrwand entspricht näherungsweise der Dampftemperatur. Lesen Sie diese ebenfalls aus den vorhandenen Messungen ab.
  • Auch die Veränderungen über die Kesselreisezeit sind aufschlussreich: Ist ein kontinuierlicher Anstieg der Temperaturen zu verzeichnen? Dies deutet auf zunehmende Ablagerungen im Kesselbereich hin.
  • Notieren Sie die maximalen Werte für die kritischen Bereiche. Kurzfristige Temperaturspitzen können vernachlässigt werden.

Temperatur Diagramm

Abbildung 2: Rauchgastemperaturen vor und nach Überhitzer 2 während 12 Monaten (Messungen in einer Müllverbrennungsanlage)

3. Schritt: Erstellen Sie das Flingern’sche Diagramm

Tragen Sie die zuvor erhobenen Werte der Rauchgastemperatur und der Rohrwandtemperatur (vereinfacht = Dampftemperatur) in das Flingern’sche Diagramm ein (siehe Abbildung 3).

Abbildung 3: Das Flingern’sche Korrosionsdiagramm mit Abgastemperatur und Dampftemperatur (angenommen als äussere Rohrwandtemperatur) mit Daten ähnlich der Abbilung 2: A: leeres Diagramm; B: minimale und maximale Temperaturen eines Bündels eintragen; C: verbinden; D: weitere Bündel eintragen; hier liegen alle Überhitzer im Bereich geringer Korrosion (Quelle: Explosion Power GmbH)

Eintragen der Überhitzer (Beispiel: Überhitzer 2):

A. Leeres Diagramm

B. Punkt 1: X-Achse: Abgastemperatur = Maximalwert Temperatur vor Überhitzer 2 (550°C), Y-Achse: Äussere Rohrwandtemperatur = Maximalwert Frischdampftemperatur (in Rohren) nach Überhitzer 2 (390°C); Gegenstromschaltung Dampf zu Abgas

Punkt 2: X-Achse: Abgastemperatur = Maximalwert Temperatur nach Überhitzer 2 (495°C), Y-Achse: Äussere Rohrwandtemperatur = Maximalwert Frischdampftemperatur (in Rohren) vor Überhitzer 2 (300°C) ; Gegenstromschaltung Dampf zu Abgas

C. Punkte verbinden

D. Dasselbe Vorgehen für sämtliche weiteren Überhitzer

Nun können Sie einfach ablesen, bei welchen Temperaturen Ihre Rohre und Kessel korrosionsgefährdet sind. Stellen Sie die Betriebsparameter so ein, dass Abgas- und Rohrwandtemperatur im Bereich «geringe Korrosion» liegen. (Abbildung 3)

Erfahrungsgemäss ist das Flingern’sche Diagramm für jedes unter Kapitel 1 als kritisch identifizierte Bündel einer Anlage anwendbar.

Fazit und mögliche Massnahmen

Mit dieser Methode kann jeder Betreiber relativ einfach mit den bestehenden Messwerten korrosionskritische Bereiche in den Überhitzern seiner Anlage ermitteln.

In vielen europäischen Müllverbrennungsanlagen betragen die üblichen Dampftemperaturen ca. 400°C. Um erhöhte Überhitzerkorrosion zu vermeiden, darf die Abgastemperatur (oft benannt als Rauchgastemperatur) vor dem Überhitzer 650°C nicht übersteigen. (Siehe Blogbeitrag «4 Ursachen für Überhitzerkorrosion die jeder Betreiber einer Müllverbrennungsanlage auswendig kennt»)

Der dritte und letzte Überhitzer wird in der Regel in Gleichstromschaltung betrieben, um möglichst hohe Frischdampftemperaturen (bis ca. 427°C) zu erzielen und nicht zugleich exotische Rohrmaterialien zu verwenden.

Stellt der Prüfer fest, dass an bestimmten Stellen seiner Anlage die Gefahr von Korrosion besteht, kann er entsprechende Massnahmen einleiten:

  • Eine zusätzliche Reinigung der Leerzüge oder das Vorschalten eines Schutzverdampfers senkt die Rauchgastemperatur im Überhitzerbereich ab. Der Überhitzer wird im Korrosionsdiagramm nach rechts verschoben.
  • Gefährdete Rohre können durch ein anderes Material ersetzt oder mit Auftragsschweissen geschützt werden.
Top 5 Technologien zur Reinigung von Strahlungszügen in Müllverbrennungsanlagen

Top 5 Technologien zur Reinigung von Strahlungszügen in Müllverbrennungsanlagen

Kaspar Ninck

Kaspar Ninck

Sales Manager, Explosion Power GmbH

Maximale thermische Effizienz bei minimaler Korrosion – dies lässt sich nur erreichen, wenn die Rauchgase mit der optimalen Temperatur beim Endüberhitzer ankommen. Mit anderen Worten: Die Abkühlung der Rauchgase in den Strahlungszügen muss konstant und kontrolliert ablaufen (siehe Abbildung 1). Dies gelingt nur, wenn die Ablagerungen an den Wänden im laufenden Kesselbetrieb kontrolliert werden. Zur Reinigung von Strahlungszügen in Abfalllverbrennungsanlagen haben sich 5 Technologien etabliert: Sprühreinigung oder Nassabreinigung, Wasserlanzenbläser, Wandbläser, Klopfwerke und der Shock Puls Generator. Wir erklären Ihnen in Kürze, was hinter diesen Bezeichnungen steckt.

Illustration Kessel

Abbildung 1: Schematische Darstellung des Kessels einer Abfallverbrennungsanlage – Strahlungszüge und Endüberhitzer sind hervorgehoben – Strahlungszüge bestehen aus Membranwänden (siehe Abbildung 2)

Technologie 1 – Sprühreinigung oder Nassabreinigung (shower cleaning)

Leitungswasser oder Gebrauchtwasser wird mit einer Durchflussrate von bis zu 1 kg/s durch einen Schlauch, der von oben durch die Kesseldecke eingelassen ist, in die Strahlungszüge eingespritzt. In neueren Anlagen sind bis zu 30 Schlauchstutzen in der Kesseldecke installiert. Am Ende des Schlauches werden ähnlich wie bei einem Duschkopf über eine Düse homogene Tröpfchen erzeugt [1], die von der porösen Oberfläche der Ablagerungen auf der Membranwand (siehe Abbildung 2) beim Auftreffen sofort absorbiert werden. Aufgrund der hohen Temperaturen in den Ablagerungen verdampfen die Wassertröpfchen, vergrössern so ihr Volumen, brechen die Oberfläche auf und lösen die Ablagerungen ab. Damit die Sprühreinigung richtig funktioniert, müssen Wasserdruck und Durchflussmenge richtig eingestellt sein: Sind die Tröpfchen z.B. zu klein, verdampfen sie, bevor sie die Membranwand erreichen. Ist der Wasserdruck zu hoch, fliesst Wasser in den Aschebehälter und führt dort zu einem zusätzlichen Sintern der Asche. Dies kann das Ascheaustragungssystem blockieren. Zudem bietet das Wasser gemeinsam mit den Ablagerungen ideale Bedingungen für Korrosion.

Membranwand

Abbildung 2: Ausschnitt einer Membranwand: Die verbundenen Rohre schliessen den Kessel luftdicht ab. In den Rohren verdampft das gesättigte Wasser und steigt in Form von Dampf auf.

Technologie 2 – Wasserlanzenbläser (water cannon)

An der Kesselwand sind Wasserlanzenbläser montiert, die ferngesteuerten Feuerlöschschläuchen ähneln. Eine Lanze wird von zwei Servomotoren gesteuert und sprüht mit einer Düse einen definierten Wasserstrahl auf die gegenüberliegenden Membranwände [1]. Nach welchem Muster die Wand besprüht wird, kann nahezu frei programmiert werden. Wasserlanzenbläser werden oft anhand von Wärmeübertragungssensoren oder Infrarotkameras gesteuert. Der Wasserverbrauch liegt zwischen 0,8 und 1,7 kg/s. Auch bei diesem System kann Wasser in den Aschebehälter fliessen, wenn die Parameter nicht optimal eingestellt sind.

Technologie 3 – Wandbläser (wall blower)

Nach dem Prinzip des bekannten Dampf-Russbläsers wird mit einer beweglichen Lanze ein Dampf- oder Luftstrahl in den Kessel eingedüst [2]. Die Wandbläser werden an der Kesselwand montiert und blasen rückwärts in Richtung der Membranwand. Dort lösen die Strahlimpulse die Ablagerungen ab. Wandbläser verbeiben nur während des Reinigungszyklus im Kessel, danach werden sie wieder zurückgezogen.

Technologie 4 – Klopfwerke (rapping system)

Bei dieser Technologie wird mit Hämmern an die Aussenwand des Kessels geschlagen. Durch die Vibrationen lösen sich die Ablagerungen. Als Hämmer dienen pneumatische Zylinder, Unwuchtmotoren oder schwere Gewichte, die an einer rotierenden Welle angebracht sind. Im Gegensatz zur Sprühreinigung oder zu Wandbläsern werden bei diesem Verfahren keine Medien wie Wasser oder Luft in den Kessel eingetragen.

Technologie 5 – Shock Pulse Generator

Der Shock Pulse Generator erzeugt durch die Verbrennung eines Gasgemisches Shock Pulse. Diese versetzen Rauchgas, Kesselrohre und Membranwände so stark in Schwingungen, dass die Ablagerungen abfallen. Die schockartigen Verbrennungen zum Erzeugen der Shock Pulse finden ausserhalb des Kessels in einem stabilen, drucksicheren Behälter statt. Wie bei den Klopfwerken werden auch hier keine fremden Medien in den Kessel eingetragen.

Shock Puls Generator

Abbildung 3: Shock Pulse Generator, Twin Baureihe, installiert in der Abfallverbrennungsanlage an der Josefstrasse in Zürich

Weshalb ist in Ihrer Abfallverbrennungsanlage kein solches System installiert?

Gemäss einer Erhebung aus den Jahren 2010 und 2011 [4] bei 121 Abfallverbrennungsanlagen haben nur 20 % ein System zur automatischen Reinigung des Strahlungszugs im laufenden Betrieb. Der Grund ist einfach: Zurzeit des Entwurfs waren noch keine effektiven Technologien verfügbar. Die Planer dimensionierten deshalb die Oberfläche der Strahlungszüge so gross, dass Ablagerungen in Kauf genommen werden können.

Technologien wie Sprühreinigungen, Wasserlanzenbläser und Wandbläser [2] kamen zu Beginn des 21. Jahrhunderts auf den Markt. Lange war Wasser das dominierende Reinigungsmedium – bis im Jahr 2009 die ersten Shock Puls Generatoren [3] ihren Betrieb aufnahmen. Heute gehören die erwähnten Reinigungssysteme bei Neubauten zum üblichen Ausbaustandard.

Literaturverzeichnis

[1] Simon S.: Verlängerung der Reisezeit durch effektive Reinigung in den Leerzügen von Verbrennungsanlagen für Abfälle und Biomassen; Energie aus Abfall, Band 2, 2007, 659-672

[2] Kesselreinigungssysteme – Katalog Clyde Bergemann; https://www.nextgen.clydebergemann.ws/sites/default/files/2017-11/171018_DE_Kesselreinigung_S.pdf

[3] Steiner C., Ninck K.: Boiler Cleaning with Shock Pulse Generators, POWER Magazin, December 2016, Focus O&M p.18-p21, Online: http://www.powermag.com/boiler-cleaning-shock-pulse-generators/

[4] Born M, Beckmann M.: Korrosionsschutzmassnahmen in Abfallverbrennungsanlagen und Ersatzbrennstoff-Kraftwerken – Auswertung einer Betreiberbefragung, In: Energie aus Abfall 2012, S. 393-410 http://www.vivis.de/phocadownload/Download/2012_eaa/2012_EaA_393_410_Born.pdf

Wie eine intelligente Nachrüstung die Anbackungen im Feuerraum eines Biomassekraftwerkes dauerhaft reduziert

Wie eine intelligente Nachrüstung die Anbackungen im Feuerraum eines Biomassekraftwerkes dauerhaft reduziert

Dr. sc. techn. Christian Steiner

Dr. sc. techn. Christian Steiner

Sales, Deputy Chief Executive Officer

Das Biomassekraftwerk Silbitz in Thüringen produziert Strom und Fernwärme aus Altholz, wobei die elektrische Leistung 5.6 MW und die Fernwärmeleistung maximal 3 MW beträgt. Damit es wettbewerbsfähig produzieren kann, ist eine hohe Verfügbarkeit der Anlage gefordert. In Silbitz war diese nicht zufriedenstellend. Ursache war der Feuerraum: Starke Anbackungen an der Ausmauerung führten zu kurzen Reisezeiten und häufigen Stillständen. Seit 2011 reinigen vier Shock Puls Generatoren die Anlage im laufenden Betrieb.

Damit ist es nachhaltig gelungen, die Anbackungen zu minimieren und dadurch die Reisezeit zu verlängern.

Andree Michaelis, verantwortlich für den Betrieb beim Biomassekraftwerk Silbitz, bringt es auf den Punkt: «Seit wir Feuerraum, Strahlungszug und die Konvektionszüge regelmässig mit den Shock Pulse Generatoren reinigen, halten wir den Wirkungsgrad des Kessels über die gesamte Reisezeit auf einem konstant hohen Niveau.»
Das Biomassekraftwerk ging 2003 in Betrieb. Der vertikale Kessel besteht aus Feuerraum, Strahlungszug, Konvektionszug und Ecozug (siehe Abbildung 1). Der Anlagenbauer Standardkessel Baumgarte sah für Feuerraum und Strahlungszug kein System zur Kesselreinigung während des Betriebs vor. Der Überhitzer- und Ecozug waren von Beginn weg mit Dampf-Russbläsern (Lanzenschraubbläser und Drehrohrbläser der Marke Rosink) ausgerüstet.

Shock Pulse Generator
Abbildung 1: Kesselübersicht und Einbauorte der Shock Pulse Generatoren im Biomassekraftwerk Silbitz

Kesselverschmutzung führte zu häufigen Stillständen

Bereits nach kurzer Betriebsdauer wies der Kessel jeweils starke Verschmutzungen auf. Im Feuerraum erreichten Anbackungen und Wächten oft solche Ausmasse (siehe Abbildung 2), dass sie sich aufgrund ihres Eigengewichts lösten und herunterfielen und dadurch den Ascheaustrag verstopften oder Schäden am Rost verursachten. Die Folge: Der Kessel musste zur Reinigung respektive Reparatur abgeschaltet werden.

«Die häufigen Stillstände reduzierten die Betriebszeiten des Kessels massiv. Eine unhaltbare Situation, wir mussten nach Lösungen suchen», erzählt Herr Michaelis. Fündig wurde der Betreiber bei Explosion Power. Seit Oktober 2011 sind vier Shock Pulse Generatoren der Baureihe EG10 im Einsatz.

Ein Shock Pulse Intervall von 24 Stunden anstatt acht Russbläser

Die Shock Pulse Generatoren decken den gesamten Kessel ab: Der erste verhindert im Feuerraum das Entstehen von Anbackungen und Wächten (siehe Abbildung 2). Der zweite reinigt den Strahlungszug. Der dritte ergänzt die Russbläser im Konvektionszug, um den Überhitzer 1 besser abzureinigen und den Betrieb der Russbläser zu reduzieren, und der vierte ersetzt die acht Russbläser im Economizer-Zug komplett.

Durch den Einsatz der SPGs im Feuerraum und im Strahlungszug kann die Rauchgastemperatur am Eintritt des Konvektionszuges auf konstant tiefem Niveau gehalten werden. Dies reduziert die Korrosion der Überhitzerbündel und verbessert die Abreinigbarkeit der Bündel.
Dank der tieferen Eintrittstemperaturen sind die Ablagerungen, die an den Überhitzern im Konvektionszug entstehen, weniger klebrig. Die Rohre lassen sich einfacher reinigen. – Die Russbläser müssen weniger häufig eingesetzt werden. Während den ersten sechs Wochen nach einer Kesselrevision müssen die Russbläser im Konvektionszug jeweils nicht in Betrieb genommen werden.

Auf die acht Russbläser im Economizer konnte das Werk ganz verzichten. Was diese zuvor gemeinsam geleistet hatten, übernimmt heute ein einziger Shock Pulse Generator mit einem Shock Pulse Intervall von 24 Stunden.
Im Oktober 2017 wurde zudem, ein fünfter SPG im dritten Zug, zwischen Überhitzer 1 und Überhitzer 2, eingebaut, um auch die Reinigung des Überhitzers 2 weiter zu optimieren.

Markante Steigerung der Verfügbarkeit …

Dank der automatisierten Reinigung des Kessels mittels Shock Pulse Generatoren ist die Verfügbarkeit der Anlage deutlich gestiegen. Die Stillstandzeiten sind auf ein Minimum reduziert. Dazu Herr Michaelis: «Zwischen den Reinigungsintervallen läuft die Anlage heute immer im Nennlastbereich. Zudem konnten wir die Rauchgastemperatur an der Feuerraumdecke auf maximal 850 °C reduzieren.»

… und weitere gewichtige Vorteile

Die Shock Pulse Generatoren erhöhen zudem die Lebenszeit des Kessels und vereinfachen dessen Wartung. Herr Michaelis erklärt: «Im Gegensatz zu den Russbläsern verursachen die Shock Pulse Generatoren keinen Abrieb an den Rohroberflächen. So konnten wir die Schutzschalen auf den Economizer-Rohren entfernen».

Dass die Russbläser deutlich weniger in Betrieb sind, wirkt sich auf die Gesamtbilanz des Biomassekraftwerks aus. Die Stromproduktion ist dadurch um 2 % gestiegen. Zudem muss weniger vollentsalztes Wasser aufbereitet werden. «Durch den deutlich reduzierten Betrieb der Russbläser konnten wir den Wasserverbrauch halbieren», freut sich Herr Michaelis.

Einfache Wartung – vom Kunden vor Ort erledigt

Das Biomassekraftwerk in Silbitz nutzte das Angebot, eigene Servicetechniker für die Wartung der Shock Pulse Generatoren zu schulen. So werden Wartungsarbeiten alle 3000 Shock Pulse oder alle 12 Monate komplett selbständig durchgeführt. Ersatz- und Verschleissteile werden bei der Explosion Power GmbH bezogen.

 

Biomassekraftwerk Silbitz

  • Kesselleistung max. 27 MWth
  • Brennstoffeinsatz ca. 55 000 t/a (Altholz A1-A2)
  • Elektrische Bruttoleistung 5,6 MW
  • Jahresarbeit Strom netto 39 660 MWh/a

Das Kraftwerk wurde durch Standardkessel Baumgarte gebaut und wird seit 2003 von der PNE Biomasse GmbH betrieben. Seit 2011 sind vier Shock Pulse Generatoren der Baureihe EG10 in Betrieb, 2017 kam ein weiterer dazu.

Biomassekraftwerk Silbitz

  • Kesselleistung max. 27 MWth
  • Brennstoffeinsatz ca. 55 000 t/a (Altholz A1-A2)
  • Elektrische Bruttoleistung 5,6 MW
  • Jahresarbeit Strom netto 39 660 MWh/a

Das Kraftwerk wurde durch Standardkessel Baumgarte gebaut und wird seit 2003 von der PNE Biomasse GmbH betrieben. Seit 2011 sind vier Shock Pulse Generatoren der Baureihe EG10 in Betrieb, 2017 kam ein weiterer dazu.

In wenigen Schritten zur höheren Kesseleffizienz für Grosskesselanlagen

In wenigen Schritten zur höheren Kesseleffizienz für Grosskesselanlagen

Christian Mosbeck

Christian Mosbeck

Verkaufsleiter Explosion Power GmbH

Der Energiebedarf steigt und die Ressourcen werden immer knapper. Alternative Brennstoffe sind im Aufwind – ihre Rückstandsanteile sind jedoch hoch. Brennstoffe und Energiequellen optimal zu nutzen, wird deshalb immer wichtiger. Eine Steigerung der Kesseleffizienz [1] leistet nicht nur einen Beitrag zum Klimaschutz, sondern senkt auch die Betriebskosten einer Anlage. Die folgenden Ausführungen beschränken sich auf industrielle Grosskesselanlagen. Der Kesselwirkungsgrad ist die wichtigste Güteziffer eines Dampferzeugers. Er lässt sich mit einfachen Mitteln verbessern: Setzen Sie auf den optimalen Brennstoff (1), vermindern Sie konsequent Wärmeverluste (2), minimieren Sie die Kesselverschmutzung (3) und optimieren Sie Temperatur und Qualität des Speisewassers (4). Wenn Sie diese vier Faktoren beachten, können Sie in Ihrer Abfallverbrennungsanlage thermische Kesselwirkungsgrade um 85 % erreichen.

Der Kesselwirkungsgrad [2, 3] gibt das Verhältnis der nutzbaren Wärmemenge zum Wärmeinhalt des eingesetzten Brennstoffes an. Dabei werden alle Verlustquellen berücksichtigt.

Definition des Kesselwirkungsgrads (η):

Für die Steigerung der Kesseleffizienz sind vor allem folgende Einflussgrössen massgebend:

1. Setzen Sie auf den richtigen Brennstoff

Bei der Wahl des Brennstoffs sind insbesondere der Heizwert, die Eigenschaften und der Durchsatz massgebend. Brennstoffe, die aufgrund ihrer hohen Viskosität schwer zu verfeuern sind, alternative Brennstoffe oder Brennstoffkombinationen mit hohem Rückstandsanteil erschweren die Steigerung des Wirkungsgrads. Beispiele für solche Brennstoffe sind Schweröle mit extrem hohen Viskositätswerten, Brennstoffkombination aus Biomasse und Kohle oder Biomasse und Hausmüll.

Kesseleffizienz

Abbildung 1: Die grosse Herausforderung bei Biomasseanlagen ist der Brennstoff mit konstantem Wassergehalt, um eine optimale Verbrennung und dadurch Kesseleffizienz zu erzielen.

2. Wärmeverluste (Abgas- und Abstrahlverlust) vermindern

Der Abgasverlust wird aus dem Wärmeinhalt des Rauchgases und dem Wärmeinhalt der Verbrennungsluft, bezogen auf den Heizwert des Brennstoffes, berechnet. Er gibt in Prozenten an, wieviel Nennwärmeleistung mit dem Rauchgas verloren geht. Der Abgasverlust ist umso kleiner, je niedriger die Rauchgastemperatur am Kesselaustritt bzw. je kleiner die Luftüberschusszahl ist.

Um die Wärmemenge, die im Rauchgas enthalten ist, optimal zu nutzen, sollte die Rauchgastemperatur unter Berücksichtigung der Säuretaupunkte möglichst tief gehalten werden, z.B. bei 160 °C.

Reinigungssysteme sollten mit der Dampf- oder Wassereindüsung möglichst keine Fremdstoffe eintragen. Diese wirken sich negativ auf den Wirkungsgrad des Gesamtsystems aus, da sie einen Teil der Energie verbrauchen, die mit dem Brennstoff eingebracht wird. Diese fehlt dann zur Erzeugung der elektrischen Energie.

Mit hochwertigen thermischen Isolationen lassen sich Abstrahlverluste massgeblich reduzieren. Dazu werden mineralische Fasermatten eingesetzt. Diese haben eine geringe Wärmeleitfähigkeit, sind beständig gegen Temperaturschwankungen, bleiben bei Vibration und bei Schwingungen mechanisch stabil und zeichnen sich durch eine hohe chemische Beständigkeit aus [5].

3. Verschmutzung von Kesselheizflächen minimieren

Nur ein «sauberer» Kessel kann effizient betrieben werden. Das heisst, auf Rohrbündeln und Heizflächen dürfen nur geringe Ablagerungen vorhanden sein. Damit lässt sich der Druckverlust im Rauchgasweg, der durch Verschmutzung im Konvektionsteil entsteht, niedrig halten und eine hohe Wärmeübertragung erreichen.

Die Verschmutzung [4] der Kesselheizflächen beeinträchtigt den Kesselwirkungsgrad entscheidend. Vermeiden lässt sich dies mit geeigneten Kesselreinigungssystemen. In verschmutzten Kesseln sind zudem die Rauchgastemperaturen höher. Steigen sie im Überhitzerbereich auf über 650 °C, besteht die Gefahr einer Hochtemperaturkorrosion.

Mitverantwortlich für die Verschmutzung der Rohrbündel ist auch die Rohrteilung. Deshalb muss bei der Auslegung der Bündel und der Rohrteilungen die Rauchgastemperatur berücksichtigt werden. Das nachfolgende Diagramm zeigt den Unterschied des Temperaturverlaufs in einem sauberen und in einem verschmutzten Kessel einer Abfallverbrennungsanlage.

Kesseleffizienz

Abbildung 2: Auszug aus einer Berechnung für Abfallverbrennungsanlagen von Dipl. Ing. M. Spicar

 

4. Temperatur und Qualität des Speisewassers berücksichtigen

Bei gasbefeuerten Kesseln wird die Temperatur des Speisewassers typischerweise um 105 °C gehalten, um die Wärme des Rauchgases optimal zu nutzen. Bei Abfallverbrennungsanlagen hingegen liegt die Temperatur des Speisewassers aufgrund der korrosiven Eigenschaften der Abgase über 130 °C, da es bei tieferen Speisewassertemparaturen zu einer Säurekondensation an den Economiserrohren kommen würde.

Zu beachten ist auch, dass eine schlechte Speisewasserqualität den Kesselwirkungsgrad nachhaltig negativ beeinträchtigt.

Fazit

Der Wirkungsgrad eines Kessels hängt von verschiedenen Einflussgrössen ab. Diese bergen entscheidendes Potenzial zur Steigerung der Effizienz. Wenn z.B. in einer bestehenden Anlage Alternativbrennstoffe oder neue Brennstoffkombinationen eingesetzt werden, verändern sich Betriebsweisen und Betriebsbedingungen. Damit verschlechtert sich häufig die Kesseleffizienz. Doch mit den richtigen Massnahmen lassen sich die Einflussgrössen so steuern, dass hohe Wirkungsgrade erreicht werden können. Dabei muss berücksichtigt werden, ob der Kessel mit einem definierten Brennstoff wie Kohle, Gas und Öl oder einem variierenden Brennstoff, z.B. Abfall, betrieben wird. 

Quellenverzeichnis:

[1] Schu R.: Wirkungsgradverbesserung von Dampfkraftwerken durch externe Überhitzung, 2008

[2] Pryputsch U.: Bilanzierung und Optimierung einer Wärmeerzeugungsanlage, 2013

[3] Spicar M.: Grundlagen der verfahrenstechnischen Berechnung, 2017

[4] Beckmann M., Spiegel W.: Optimierung von Abfallverbrennungsanlagen, 2006

[5] Poeschel E., Köhling A.: Asbestersatzstoff-Katalog, Band 4: Wärmeisolation/Schallschutz,1985