Vorwiegend in den industrialisierten Ländern wurden zur Minderung des Treibhauseffektes Beschlüsse zur Stabilisierung beziehungsweise Reduzierung der CO₂-Emissionen gefaßt. In Deutschland sollen bis zum Jahre 2005 die CO₂-Emissionen um 25 Prozent unter das Niveau von 1987 gesenkt werden. Um dieses hochgesteckte Ziel zu erreichen, sind alle Möglichkeiten einer CO₂-Reduzierung auszuschöpfen. Neben einer rationelleren Nutzung der Energie, wie zum Beispiel durch Wirkungsgradsteigerungen bei der Stromerzeugung und Kraft-Wärme-Kopplung, müssen in Zukunft auch die Möglichkeiten einer regenerativen Energieerzeugung, u.a. auch der Einsatz von Biomasse, genutzt werden.

Die Produktion von Biomasse und deren thermische Nutzung stellt einen zeitlich geschlossenen CO₂-Kreislauf dar, da während der Wachstumsphase der Pflanzen der Luft die CO₂-Menge entzogen wird, die bei der Verbrennung wieder freigesetzt wird. Eine Abschätzung der CO₂-Bilanz zeigt, daß unter Berücksichtigung aller Aufwendungen für Brennstoffproduktion und Transport vergleichend zur Verbrennung von Steinkohle die CO₂-Emissionen wesentlich gemindert werden können /1/.

Biomasse zur thermischen Nutzung weist sowohl ein beachtliches Potential als auch ein im Vergleich zu anderen regenerativen Energien günstiges Kostenniveau auf. Als mögliche Brennstoffe kommen sowohl Reststoffe aus Forst- und Landwirtschaft, wie Holz und Stroh, als auch speziell angebaute nachwachsende Rohstoffe wie Miscanthus Sinensis, Getreideganzpflanzen, Pappeln oder Weiden in Frage. Das Potential allein der Reststoffe wird mit etwa drei bis fünf Prozent des deutschen Primärenergieverbrauches angegeben /2/. Spitzenreiter der Biomassenutzung in Europa ist gegenwärtig Österreich, wo etwa 12 Prozent des Primärenergieverbrauches im wesentlichen durch Nutzung von Holz gedeckt werden. Die biogenen Brennstoffe in Deutschland tragen momentan zu etwa 0,7 Prozent zur Deckung des Primärenergieverbrauches bei, wobei meist der Entsorgungsaspekt im Vordergrund steht. Ein Beispiel hierfür sind holzverarbeitende Betriebe, die die anfallenden Holzreststoffe zumeist in eigenen Feuerungsanlagen verbrennen.


1.    Charakterisierung der Biomassen als Brennstoffe

Die thermische Nutzung von Biomasse kann verglichen werden mit der Nutzung der fossilen Energieträger Erdgas, Erdöl und Steinkohle. Soll Biomasse in dezentralen Einheiten zur Wärme- und Stromerzeugung eingesetzt werden, so tritt sie zumeist in Konkurrenz zu den Brennstoffen Erdgas oder Erdöl. Da es sich bei der Biomasse jedoch um einen festen Brennstoff handelt, ist von der Brennstoffseite ein Vergleich zur Kohle naheliegender.

In Tabelle 1 werden charakteristische Analysewerte verschiedener Biomassen denen einer typischen in Deutschland eingesetzten Steinkohle gegenübergestellt. Bei Miscanthus Sinensis, auch als Chinaschilf oder Elefantengras bekannt, handelt es sich um eine mehrjährige Schilfpflanze, deren Einsatz als Festbrennstoff zur Energieerzeugung diskutiert wird.

Der Heizwert der Biomassen ist deutlich niedriger als der einer Steinkohle und liegt je nach Feuchte- und Aschegehalt in einem Bereich von 15-18 Megajoule (MJ)/kg. Die niedrige Dichte der Biomassen (Schüttdichte von gehäckseltem Stroh etwa 60 kg/m³, Dichte von Strohballen etwa 150 kg/m³, Schüttdichte von Steinkohle etwa 900 kg/m³) trägt dazu bei, daß der erforderliche Volumenstrom für Stroh etwa zehn- bis fünfzehnmal höher als für Steinkohle ist.

Der Feuchtegehalt des Brennstoffes Biomasse ist auch nach Lagerung deutlich höher als der einer Steinkohle. Stroh oder auch Miscanthus besitzen einen Wassergehalt zwischen 20-30 Prozent, Holz kann Gehalte bis zu 50 Prozent aufweisen und ist damit in etwa vergleichbar mit einer Braunkohle. Eine technische Vortrocknung der Biomassen ist verfahrenstechnisch aufwendig und auch meist nicht erforderlich.

Ein weiterer wesentlicher Unterschied der Biomassen zur Kohle ist der hohe Flüchtigengehalt. Bei der Aufheizung des Brennstoffes im Feuerraum werden die Flüchtigen freigesetzt und homogen verbrannt. Der hohe Flüchtigengehalt der Biomassen ist somit aus verbrennungstechnischer Sicht günstig.

Die in den Brennstoffen enthaltenen N- und S- Bestandteile sind unerwünscht, da sie bei der Verbrennung zum Teil aufoxidiert werden und zu NO_X- und SO₂-Emissionen führen. Im Vergleich zur Steinkohle zeichnen sich alle Biomassen durch geringe Schwefelgehalte bei gleichzeitiger Primäreinbindung des entstehenden SO₂ in die Asche aus, so daß die SO₂-Emissionsgrenzwerte ohne aufwendige Entschwefelungsanlagen eingehalten werden können.

Der Gehalt an Stickstoff im Brennstoff ist von Art und Anbau der Biomasse abhängig. Während Holz nur einen sehr geringen N-Gehalt aufweist, kann zum Beispiel bei Stroh der Stickstoffeintrag in die Feuerung in der gleichen Größenordnung oder höher liegen als bei Steinkohle.

Untersuchungen zur Biomasseverbrennung am Institut für Verfahrenstechnik und Dampfkesselwesen der Universität Stuttgart (IVD) haben jedoch gezeigt, daß die Biomassen sich aufgrund ihres hohen Flüchtigengehaltes hervorragend zur Anwendung feuerungstechnischer Primärmaßnahmen zur Stickoxidminderung eignen.

Wesentlich problematischer als Stickstoff und Schwefel im Brennstoff ist Chlor, das neben Emissionen auch Betriebsprobleme verursacht. Der im Vergleich zur Steinkohle hohe Chlorgehalt von Stroh oder auch Miscanthus ist auf die Verwendung von Kaliumdünger, in Form von KCl, in der Landwirtschaft zurückzuführen. Chlor führt insbesondere bei Dampferzeugern zur Hochtemperaturkorrosion.

Das Schmelzverhalten der Asche gibt darüber Aufschluß, ob sich eine Biomasse für eine bestimmte Feuerungsanlage eignet und ob Probleme wie zum Beispiel Heizflächen-verschmutzung oder -verschlackung auftreten können. Holz weist Ascheschmelztemperaturen in der Größenordnung von Steinkohlen mit etwa 1200-1400°C auf. Für Stroh treten Schmelztemperaturen auf, die deutlich geringer sind (etwa 900°C), so daß größere Verschmutzungs- und Verschlackungsprobleme zu erwarten sind. Diese niedrigen Schmelztemperaturen bei Stroh sind auf den im Vergleich zur Steinkohlenasche hohen Kaliumgehalt der Biomasseasche zurückzuführen.

Zusammenfassend ist festzuhalten, daß holzartige Biomassen relativ problemlos und umweltfreundlich verfeuert werden können. Stroh, Miscanthus oder auch Getreideganzpflanzen können aufgrund ihrer Brennstoffzusammensetzung zu feuerungstechnischen Problemen führen.


2.    Feuerungstechniken

2.1    Größen und Typen der Feuerungsanlagen

Zur Nutzung der Biomasse eignen sich prinzipiell die Feuerungstechniken, die heute für feste Brennstoffe angewendet werden. Ein wesentliches Kriterium für die Wahl des Feuerungssystems ist die Größe der zu errichtenden Anlage. Hierbei kann zwischen Kleinstanlagen bis 15 Kilowatt (kW), mittleren Anlagen bis einem Megawatt (MW) und Großanlagen unterschieden werden.

-    Kleinstfeuerungen werden im Haushaltsbereich zur Warmwasser- und Raumwärmenutzung mit Leistungen bis 15 kW eingesetzt und sollen hier nicht weiter betrachtet werden.

-    Anlagen bis zu einer Größe von einem Megawatt werden in Gewerbe und Handwerk eingesetzt. Die hierbei am weitesten verbreiteten Feuerungssysteme sind Schacht- und die Unterschubfeuerung. Untersuchungen über das Emissionsverhalten bestehender Anlagen in Industrie und Handwerk zeigen, daß im Betrieb aufgrund unvollständiger Verbrennung hohe Emissionen an Staub, Kohlenmonoxid und Kohlenwasserstoffen auftreten können /3/. Diese Emissionen werden verursacht durch instationäre Vorgänge beim An- und Abfahren, jedoch auch bei Teillast, da die Leistung zumeist durch Zu- und Abschaltung der Brennstoffzuführung geregelt wird und das Brennstoff-Luftverhältnis nicht optimal eingestellt wird. Neu entwickelte Unterschubfeuerungen, wie sie in Österreich für Holzhackschnitzel eingesetzt werden, zeigen allerdings, daß eine Verbrennung auch in diesem Leistungsbereich bei geringen Emissionen möglich ist.

-    Anlagen mit Leistungen größer als ein Megawatt werden zur Produktion von Wärme, Prozeßdampf und Strom zumeist als Kraft-Wärme gekoppelte Anlagen betrieben. Die obere Leistungsgrenze für ausschließlich mit Biomasse gefeuerte Anlagen wird heute bei etwa 50-100 MW_th gesehen, da Brennstoffbeschaffung, Transport und Logistik der Brennstoffbereitstellung für höhere Leistungen zu aufwendig werden. In diesem Leistungsbereich werden überwiegend Rostfeuerungen eingesetzt, da sich diese für stückige, feuchte und problematische Brennstoffe eignen und geringe Anforderungen an die Brennstoffaufbereitung stellen. Das Prinzip der Wirbelschichtfeuerung zeichnet sich durch geringere Emissionen aus, ist jedoch anlagentechnisch aufwendiger und deshalb erst ab Leistungsgrößen oberhalb etwa zehn Megawatt wirtschaftlich. Staubfeuerungen für Biomasse sind insbesondere dann sinnvoll, wenn der Brennstoff bereits zerkleinert vorliegt. Staubfeuerungen stellen für den Brennstoff Kohle in Großanlagen den überwiegenden Teil der Kapazität, da sie sich durch eine hohe Leistungsdichte, eine gute Regelbarkeit und einen vollständigen Ausbrand auszeichnen. Bei Brennstoffen mit Fein- und Grobanteil kann auch eine Kombination von Staub- und Rostfeuerung sinnvoll sein. Zur Verbrennung von Strohballen hat sich in Dänemark eine Sonderkonstruktion, der sogenannte Zigarrenbrenner, mit flächigem Abbrennen der Ballen, bewährt.

In Deutschland existierten 1994 schätzungsweise 1.200.000 Haushaltsanlagen bis 15 kW Leistung, 200.000 Kleinanlagen zwischen 15 kW und 1 MW und etwa 1000 größere Anlagen über 1 MW. Die heutige Anlagenkapazität deckt damit nur 10 bis 20 Prozent des technisch möglichen Biomassepotentiales ab /4/. Der vorherrschend eingesetzte Brennstoff ist Holz.


2.2    Einfluß von Anfall und Lieferformen der Brennstoffe

Die Wahl des Feuerungssystems hängt weiterhin davon ab, in welcher Form (Späne, Häcksel, Pellets, Ballen etc.) die Biomassen vorliegen. Die Aufbereitung des Brennstoffes Holz als Hackschnitzel hat sich in Österreich bewährt und wurde bereits standardisiert, so daß diese Aufbereitungsform für holzartige Biomassen als die geeignetste angesehen wird.

Für halmartige Biomassen konkurrieren im wesentlichen zwei Verfahrenswege. Die erste Variante besteht aus dem Mähen auf dem Feld und dem Pressen zu Ballen. Die weitere Aufbereitung wie beispielsweise Ballenauflösen und Häckseln erfolgt an der Verbrennungsanlage, sie ist jedoch für die Feuerungstechniken unterschiedlich. Die zweite Variante hat das Erzeugen von Pellets möglichst bereits auf dem Felde zum Ziel, um die Transportdichte zu erhöhen und bereits einen für bestimmte Feuerungen, wie zum Beispiel für Unterschub-, Rost- und Wirbelschichtfeuerung, geeigneten Brennstoff zu liefern. In Dänemark scheint sich bei der thermischen Nutzung für Stroh die Verpressung zu Hesston-Großballen durchzusetzen. Für diese Verfahrenslinie sind bereits geeignete Techniken entwickelt worden und heute technisch verfügbar.


2.3    Schachtfeuerung

Schachtfeuerungen finden im unteren Leistungsbereich von 20 kW bis etwa 250 kW unter anderem für die Verbrennung von stückigen Holzresten, aber auch von Hackschnitzeln und Spänen Verwendung. Die in den Anlagen nutzbare Brennstoffpalette macht eine zusätzliche Aufbereitung im allgemeinen nicht erforderlich. Abbildung 1 zeigt beispielhaft eine Schachtfeuerung mit seitlichem Abbrand.

Den Anlagen liegt das Prinzip des unteren beziehungsweise seitlichen Abbrandes zugrunde. Die Luftzufuhr durch Naturzug oder Gebläse erfolgt bei modernen Anlagen getrennt in Primär- und Sekundärluft. Der Automatisierungsgrad und die Regelungsmöglichkeiten sind jedoch gering. Neben der Häufigkeit und der Menge der Befüllung beschränken sich die Eingriffsmöglichkeiten im allgemeinen auf die Drosselung der Verbrennungsluft. Da der Brennstoffumsatz nicht in gleicher Weise angepaßt werden kann, tritt häufig ein Luftmangel und damit eine unvollständige Verbrennung auf. Regelungsvorgänge und Teillastbetrieb haben bei diesen Feuerungen daher häufig stark erhöhte Kohlenwasserstoff- und Kohlenmonoxidemissionen zur Folge. Üblicherweise werden die Feuerungen von Hand beschickt und diskontinuierlich betrieben.

Die nicht notwendige Brennstoffaufbereitung, die einfache Technik und die vergleichsweise geringen Anschaffungskosten führen dazu, daß dieser Feuerungstyp im angegebenen Leistungsbereich mit Abstand am weitesten verbreitet ist.


2.4    Unterschubfeuerung

Unterschubfeuerungen, die in einem breiten Leistungsbereich von 20 kW bis 2 MW angeboten werden, sind für Hackschnitzel, Späne und - bis zu einem gewissen Umfang - auch für staubförmige Holzreste geeignet.

Die Feuerungen (Abb. 2) werden mit Förderschnecken automatisch direkt aus einem Silo beschickt. Die somit gegebene Verbindung mit dem Brennstofflager verringert den Bedienungsaufwand erheblich, entkoppelt Brennstoffanfall und Brennstoffbedarf und ermöglicht eine im Vergleich zu den Schachtfeuerun-gen einfache Brennstoffbevorratung. Bei einem Großteil der Anlagen wird der Brennstoff von unten einer Brennraummulde beziehungsweise einer sogenannten Retorte zugeführt, getrocknet und unter Zugabe von Primärluft entgast. Die Pyrolysegase gelangen mit der Primärluft durch die oben aufliegende Glutschicht, werden gezündet und im Feuerraum bei Zugabe von Ausbrandluft vollständig verbrannt. Unterschubfeuerungen sind in der Regel selbstzündend und durch eine abgestimmte Brenn-stoff- und Luftzufuhr prinzipiell gut regelbar. Weitgehend kontinuierliche Schneckenlaufzeiten und möglichst geringe Glut- und Brennstoffmengen im Feuerraum ermöglichen einen Betrieb mit niedrigen Schadstoffemissionen.

Da die Feuerungen nahezu vollautomatisch arbeiten, es sich im Vergleich zu anderen Feuerungstypen wie Einblasfeuerung oder Rostfeuerungen noch um eine einfache und robuste Technik handelt und die Anlagen auch unter Berücksichtigung der Bevorratungs-, Beschickungs- und der gegebenenfalls notwendigen Brennstoffaufbereitungseinrichtungen noch wirtschaftlich attraktiv sind, ist dieser Feuerungstyp für die thermische Nutzung von Produktionsresten in Holzbe- und -verarbeitenden Betrieben weit verbreitet.


2.5    Schubrostfeuerungen

Im oberen Leistungsbereich von 1 MW bis 10 MW und bei problematischen Brennstoffen wie feuchten Holzresten oder aschereichen Rindeabfällen finden Rostfeuerungen, insbesondere Schubrostfeuerungen, wie in Abbildung 3 dargestellt, Verwendung.

Die Beschickung des Rostes erfolgt zunächst vom Brennstofflager über einen Rutschkanal, eine Förderschnecke oder einen Hydraulikstoker bis zur Aufgabekante. Anschließend wird das Brenngut durch die Rostbewegung von der Aufgabekante bis zum Ende des Rostes transportiert, wobei es genügend Zeit findet zu trocknen, sich zu zersetzen und anschließend vollständig zu verbrennen. Unterhalb des Rostes beziehungsweise durch die Roststäbe selbst wird Primärluft eingeblasen, oberhalb des Rostes und vor den teilweise ausschamottierten Nachbrennzonen die notwendige Ausbrandluft. Die Ansprüche an die Brennstoffqualität in derartigen Rostfeuerungen ist gering, da die Verweilzeiten des Brennstoffes und die Luftzufuhr über einen weiten Bereich den Brennstoffeigenschaften angepaßt werden kann. Im Vergleich zu Unterschubfeuerungen sind Vorschubrostfeuerungen aufgrund der größeren sich im Feuerraum befindenden Brennstoffmengen schlechter regelbar und für schnellere Lastwechsel ungeeignet.

Die aufwendige Anlagentechnik hat zur Folge, daß Rostfeuerungen erst ab einer Leistung von etwa einem Megawatt wirtschaftlich betrieben werden können. Für die Verbrennung von Holz- und Holzwerkstoffresten werden Rostfeuerungen zur Zeit überwiegend im Leistungsbereich 1-10 MW, zum Teil in Verbindung mit einer Einblasfeuerung für staubförmige Reste, eingesetzt.


2.6    Halmgutballen - "Zigarrenbrenner"

Der sogenannte Zigarrenbrenner, dargestellt in Abbildung 4, ist im Prinzip eine Rostfeuerung, jedoch werden nicht die gesamten Ballen auf einen Rost gegeben, sondern die Ballen werden an ihrer Stirnseite gezündet und langsam in den Brennraum geschoben. Abbrechende, unverbrannte Teile fallen auf einen Rost und werden dort vollständig verbrannt. Die Asche wird durch den Rost ausgetragen. Um ein Zurückbrennen der Ballen in den Zuführungsschacht zu vermeiden, ist dieser mit Wasser gekühlt und mit Rückbrandklappen versehen.

Eine Abwandlung dieses Typs für kleinere Leistungen beinhaltet die Zerteilung von Großballen in mehrere Scheiben, die auf den Rost aufgebracht werden.

Die Vorteile dieser Technologie liegen in der geringen Aufbereitung des Brennstoffes und der Möglichkeit einer kontinuierlichen Brennstoffzufuhr sowie in dem relativ einfachen Aufbau der Anlage. Nachteilig an diesem Prinzip ist die Beschränkung auf einen Ballentyp und das enge Brennstoffband, das nur Großballen mit bestimmten Abmaßen zuläßt. Auch ist eine Automatisierung der Brennstoffzufuhr auf das Eintragsförderband nur bedingt und mit großem Aufwand möglich.

In Dänemark sind mehrere Anlagen dieses Typs vor allem für Strohballen im Leistungsbereich bis über 20 MW in Betrieb. Die Kessel können sowohl zur Wärme als auch zur Stromerzeugung genutzt werden. In Deutschland ist eine Anlage mit 3,15 MW in Schkölen installiert.


2.7    Wirbelschichtfeuerung

Bei Wirbelschichtverbrennung wird der aufbereitete Brennstoff (zum Beispiel Kohle 10 mm, Stroh 10 cm) in einem aufgewirbelten Bett, das zu 95-98 Prozent aus Inertmaterial und nur zu zwei bis fünf Prozent aus brennbarem Material besteht, bei 800-900° C verbrannt. Durch die prozeßbedingte intensive Mischung und Verbrennung, den guten Wärmeübergang im Wirbelbett sowie der Entkopplung der Verweilzeit der Partikel und der Rauchgase kann hin-sichtlich der Feuchte, der Zusammensetzung und der Aufbereitung ein breites Brennstoffband eingesetzt werden. Durch die Entkopplung der Verweilzeiten ist eine gute Regelbarkeit der Anlage gegeben. In Abbildung 5 ist beispielhaft eine zirkulierende Wirbelschicht dargestellt.

Da die Wirbelschichtverbrennung apparativ aufwendig ist, kann sie wirtschaftlich nur in größeren Einheiten (> 10 MW) betrieben werden. Insbesondere für Problemkohlen ist diese Art der Verbrennung in Großanlagen > 50 MW Stand der Technik.


2.8    Staubfeuerung

Die Staubfeuerung ist für Biomassen besonders dann sinnvoll, wenn der Brennstoff bereits in sehr feiner Form vorliegt. Dies ist oft in Holzverarbeitungsbetrieben der Fall, die zu einem Großteil mit schnellaufenden Maschinen arbeiten. Bei Brennstoffen, die einen gewissen Grobanteil aufweisen, kann auch eine Staubfeuerung mit Nachverbrennungsrost sinnvoll sein. Staubfeuerungen zeichnen sich durch hohe Leistungsdichten, hohe Feuerungswirkungsgrade und eine sehr gute Regelbarkeit aus. Die genaue Abstimmung von Brennstoff und Verbrennungsluftzuführung ermöglicht effektive Primärmaßnahmen zur NO_X-Minderung.

Staubfeuerungen sind für die Biomasseverbrennung meist Einblasfeuerungen und als Zyklon- oder Muffeleinblasfeuerung ausgeführt. In Abbildung 6 ist eine Muffeleinblasfeuerung für die Verfeuerung von Holzstäuben dargestellt. Diese Feuerung ist auf eine thermische Leistung von 230 kW ausgelegt. Der Brenn-stoff wird mit Primärluft gemischt in die Brennkammer eingeblasen. Regelgröße für die Brennstoffzufuhr ist die Vorlauftemperatur des Wärmetauschers. Wird die minimale Vorlauftemperatur unterschritten, beginnt die Einblasung. Bei Erreichen der maximalen Vorlauftemperatur wird die Eindüsung gestoppt. Werden in den Brennraum auch größere Partikel eingeblasen, setzen sich diese im hinteren Teil der Muffel ab und verbrennen dort. Feine Teilchen verbrennen dagegen im Flug. Diese Anlage ist ein Beispiel für eine diskontinuierlich betriebene Einblasfeuerung. Auch hier muß mit hohen Emissionen an CO und unverbrannten Kohlenwasserstoffen gerechnet werden.


3.    Mitverbrennung von Biomasse in Kohlefeuerungen

3.1    Kohlefeuerungsanlagen in Deutschland

Verfahrenstechnisch lassen sich die heute für feste fossile Brennstoffe eingesetzten Feuerungsanlagen der Kraftwerke in Rost- (RF), Wirbelschicht- (WSF) und Staubfeuerungen (trockenentaschte Feuerung: TF; Schmelzkammerfeuerung: SF) einteilen. In Abbildung 7 ist die Aufteilung der in Deutschland 1990 installierten Anlagenkapazität im Kraftwerksbereich auf diese Techniken dargestellt. Die Staubfeuerung besitzt an der gesamten in Deutschland installierten Anlagenkapazität von 156 GW_th einen Anteil von etwa 95 Prozent. Während für den Brennstoff Braunkohle (BK) ausschließlich Trockenfeuerungen eingesetzt werden, wird Steinkohle (SK) sowohl in Trockenfeuerungen als auch in Schmelzkammerfeuerungen verbrannt. Der Anteil der Schmelzkammerfeuerungen ist jedoch aufgrund wirtschaftlicher und betrieblicher Nachteile rückläufig.

Abbildung 8 zeigt beispielhaft den Querschnitt einer Steinkohletrockenfeuerung mit einer elektrischen Leistung von 750 MW_el. Der Steinkohlenstaub wird gemeinsam mit der erforderlichen Verbrennungsluft über mehrere Brennerebenen eingeblasen. Um einen vollständigen Ausbrand zu erzielen, muß der Brennstoff staubförmig aufgemahlen werden. Die erforderliche Ausmahlung ist brennstoff- und feuerungsabhängig. Die mittlere Korngröße liegt für Steinkohle zwischen etwa 30 und 50 Mikrometer (µm). Bis Ende des Feuerraumes müssen die Rauchgase durch Strahlungswärmeübertragung an die Feuerraumwände auf beziehungsweise unter die Ascheerweichungstemperatur abgekühlt werden, um eine Verschmutzung der nachfolgenden konvektiven Heizflächen zu vermeiden.

Eine Feuerung wird immer für ein bestimmtes Brennstoffband ausgelegt, das in erster Linie durch den Gehalt der Brennstoffe an Wasser, Flüchtigen und Asche charakterisiert wird. Je enger dieses Brennstoffband festgelegt ist, desto besser läßt sich die Feuerung optimieren.


3.2    Vorteile der Mitverbrennung von Biomasse in Kohlefeuerungen

Neben dem Einsatz in ausschließlich Biomasse gefeuerten Anlagen bietet die Mitverbrennung in vorhandenen Verbrennungsanlagen und Kraftwerken die Chance, das vorhandene Biomassepotential kurzfristig und kostengünstig zu nutzen. Die vorhandenen Kohlefeuerungen mit Leistungen bis maximal 2500 MW_th eignen sich mit ihren Feuerungs- und Rauchgasreinigungsanlagen prinzipiell für eine Mitverbrennung der Biomassen.

Der Leistungsanteil der Biomasse an der thermischen Leistung ist begrenzt durch die thermische Leistung der Feuerungsanlage und der Biomassemenge, die für einen bestimmten Standort bereitgestellt werden kann. Die obere Leistungsgrenze der Biomassebereitstellung liegt bei etwa 50 bis 100 MW Biomassebrennstoffleistung, da bei höheren Leistungen der Transportaufwand stark zunimmt und zu Akzeptanzproblemen führen dürfte. Um die Anpassungsmaßnahmen in den Anlagen gering zu halten, sollte in der Regel ein Anteil von etwa zehn Prozent bei Steinkohlestaubfeuerungen nicht überschritten werden, bei Braunkohlefeuerungen und Wirbelschichten können auch höhere Anteile möglich sein. Die genauen Werte sind jedoch für jede Anlage individuell zu klären.

Die Mitverbrennung von Biomassen in bestehenden Kohlekraftwerken weist eine Reihe von Vorteilen gegenüber einer dezentralen Nutzung von Biomasse auf und kann diese konzeptionell ergänzen.

-    Aufgrund der großen vorhandenen Kapazität zur Kohleverbrennung ergibt sich auch bei geringen Biomasseanteilen ein hohes und schnell verfügbares Einsatzpotential zur Biomassenutzung, auch wenn nicht alle Standorte von Großkraftwerken geeignet sind.

-    Die Wirkungsgrade der Stromerzeugung in Kraftwerksfeuerungen sind hoch.

-    Bei Nichtverfügbarkeit der Biomasse kann die Leistung durch Kohle ausgeglichen werden.

-    Die zusätzlichen Investitionskosten sind vergleichsweise gering. Während sich für den Neubau einer dezentralen Biomasseverbrennungsanlage Investitionskosten zwischen 800 bis 1500 DM pro kW installierter thermischer Leistung ergeben, sind für eine Nachrüstung zur Mitverbrennung in einem bestehenden Kohlekraftwerk Zusatzinvestitionen von etwa 150 bis 300 DM/kW Biomasseleistung erforderlich. Die Hauptkosten entfallen dabei auf die Brennstoffaufbereitung.


4.    Übersicht über die möglichen Auswirkungen der Mitverbrennung

Bei der Mitverbrennung von Biomasse in bestehenden Kohlekraftwerken müssen die Auswirkungen auf alle Anlagenkomponenten in Abhängigkeit der Brennstoffeigenschaften und der Abweichungen vom Auslegungsbrennstoff beachtet werden.

Von grundlegender Bedeutung bei der Mitverbrennung sind zunächst die sich einstellenden Massen- und Volumenströme und ihre Veränderungen gegenüber der alleinigen Verbrennung des Auslegungsbrennstoffes. Die Kapazität und Eignung der vorhandenen Transport- und Aufbereitungseinrichtungen für den Brennstoff ist im Hinblick auf den geänderten Brennstoffvolumenstrom zu prüfen. Ebenfalls ist die Änderung des feuchten Abgasvolumenstromes zu ermitteln, da dieser sowohl das Wärmeübertragungs- und Verweilzeitverhalten im Dampferzeuger als auch die Funktion der nachfolgenden Rauchgasreinigungseinrichtungen wesentlich beeinflußt.

Die Veränderungen der Gasströme im Kessel sind durch die Mitverbrennung gering, sowohl die zugeführte Verbrennungsluft als auch das Abgasvolumen bleiben weitgehend unverändert. Wird Biomasse in einer Steinkohlenfeuerung (Brennstoffanalyse siehe Tabelle 1) eingesetzt, so ändert sich der feuchte Abgasvolumenstrom je nach Biomasse und Feuchte um maximal ein Prozent bei einem Anteil der Biomasse an der thermischen Leistung bis zehn Prozent. Die Strömungsgeschwindigkeiten im Dampferzeuger und in den Rauchgasreinigungseinrichtungen ändern sich also gegenüber der Auslegung nur unwesentlich.

In Abbildung 9 sind die möglichen Auswirkungen der Mitverbrennung auf die Komponenten eines Kraftwerkes dargestellt. Diese sollen im folgenden anhand von Untersuchungen an Versuchsanlagen und großtechnischen Anlagen erläutert werden. Die halbtechnischen Versuche wurden an der 0,5 MW_th Kohlenstaubverbrennungsanlage des IVD durchgeführt.


Zu 1)

Um Biomasse in einer Staubfeuerung vollständig umsetzen zu können, müssen Holzhackschnitzel oder Halmgutballen entsprechend aufbereitet werden.

Außerhalb des Kessels und bei der Brennstoffeinbringung nimmt der umgesetzte Brennstoffvolumenstrom stark zu. Bei zehn Prozent Anteil an der thermischen Leistung verdoppelt sich bei der Mitverbrennung von Stroh in einer Steinkohlenstaubfeuerung der Gesamt-Brennstoffvolumenstrom. Daher sollten sowohl die Mahlung als auch die Brennstofförderung in den Feuerraum separat erfolgen. Auch aufgrund der unterschiedlichen Struktur der Biomasse können die für die Kohle vorhandenen Mahlanlagen zumeist nicht genutzt werden, so daß zur Mahlung der Biomasse eigene Mahleinrichtungen erforderlich sind.

Um den zur Mahlung der Biomasse notwendigen Energiebedarf zu ermitteln, wurden Mahluntersuchungen an einer Schneidmühle und einer Hammermühle durchgeführt. Bei beiden Systemen werden die Biomassefasern so lange zerkleinert, bis sie durch die Bohrungen eines Einlegesiebes ausgetragen werden.

Der zur Mahlung notwendige elektrische Energiebedarf wurde während der Zerkleinerung gemessen und ist in Abbildung 10 für Stroh, Miscanthus und Holz aufgetragen. Der elektrische Energiebedarf steigt mit abnehmender Partikelgröße - angegeben durch den Durchmesser der Siebbohrungen - an. Die mit der Schneidmühle gemahlenen Holzpartikel weisen eine eher kubische Form auf, während die Form der Strohpartikel eher quadratischen Plättchen und Miscanthus der Form einer länglichen, rechteckigen Scheibe ähnlich sind.

Die zur Mahlung der Biomasse notwendige Energie liegt bei Verwendung der Schneidmühle mit Siebeinlagen zwischen zwei und sechs Millimeter zwischen etwa 0,8 und 2 Prozent des Heizwertes. Durch den Einsatz einer Hammermühle kann der Energiebedarf auf unter 0,5 Prozent des Heizwertes abgesenkt werden.

Mit zunehmender Feuchte der Biomasse steigt der Energiebedarf an. Liegt der Wassergehalt über den bei der Strohernte üblichen Gehalten von 10-20 Prozent, so steigt der Mahlenergieaufwand für das Halmgut drastisch an. Für Stroh wurde bei einer Siebeinlage von zwei Millimetern bei einer Feuchte von 30 Prozent ein Aufwand von über acht Prozent des Heizwertes bei Mahlung mit einer für diese Aufgabe weniger geeigneten Schneidmühle bestimmt.

Eine zentrale Fragestellung bei der Mitverbrennung von Biomasse in einer Kohlestaubfeuerung ist die für eine sichere Zündung und vollständigen Ausbrand notwendige Aufmahlung. Die maximale Partikelgröße, die an der hier untersuchten Versuchsanlage noch vollständig ausbrennt, liegt für Stroh bei etwa sechs Millimeter und für Miscanthus aufgrund seiner holzartigen Struktur bei etwa vier Millimeter. Für Holz sind bei der Mitverbrennung in Kohlenstaubflammen Ausmahlungen zwischen zwei und vier Millimeter erforderlich.

Bei der Übertragung der an der Versuchsanlage erzielten Ergebnisse ist zu beachten, daß aufgrund der höheren Verweilzeit bei Großanlagen dort gröbere Partikel eingesetzt werden können. Die Mahlung von korntragenden Getreideganzpflanzen ist aufgrund der unterschiedlichen Dichte von Stroh und Korn verfahrenstechnisch schwieriger /6/.


Zu 2)

Die deutlich gröbere Aufmahlung der Biomassepartikel wirkt sich auf den Verbrennungsablauf deutlich aus. Abbildung 11 zeigt den Verbrennungsablauf bei einer ungestuften Verbrennung von einer reinen Kohlenstaubflamme und einer Flamme mit 80 Prozent Kohlenstaub und 20 Prozent Strohmahlgut. Am Verlauf der mittleren O₂-Konzentration und der Temperatur entlang des Verbrennungsweges ist die verzögerte Zündung der groben Strohpartikel zu erkennen, nach Zündung erfolgt der Sauerstoffverbrauch jedoch rascher, so daß sich schneller niedrigere Werte entsprechend eines besseren Ausbrandes einstellen.

Bedingt durch die niedrigeren Schmelzpunkte der Biomasseaschepartikel im Vergleich zum Hauptbrennstoff besteht eine erhöhte Gefahr der Bildung von Schlacken im Feuerraumbereich. Die Auswirkungen niedriger Schmelztemperaturen sind für trocken- und schmelzflüssig entaschte Feuerungen unterschiedlich. Während bei Schmelzfeuerungen niedrigere Schmelztemperaturen durchaus erwünscht sein können, kann bei Trockenfeuerungen eine niedrigere Schmelztemperatur zu betriebsgefährdenden Verschlackungen im Feuerraum, speziell im Brennerbereich, führen.


Zu 3)

Halmartige Biomasse wie zum Beispiel Stroh oder auch Ganzpflanzen weisen im Vergleich zu Kohle einen deutlich erhöhten Chlorgehalt auf, der zu einer erhöhten Hochtemperaturkorrosion mit Abzehrung der Heizflächen führen kann. Die Endüberhitzerheizflächen sind aufgrund der höchsten Dampftemperaturen und hohen Rauchgastemperaturen am stärksten gefährdet. Bestrebungen zur Wirkungsgradsteigerung durch erhöhte Dampfzustände verstärken die Hochtemperaturkorrosion.

An einer 130 MW_el Kohlenstaubfeuerung in Dänemark wurden von Vestkraft Korrosionsuntersuchungen für zwei verschiedene Überhitzer-Materialien durchgeführt. Für einen Strohanteil von etwa zehn Prozent an der thermischen Leistung lagen die Materialabzehrungsraten höher als bei der reinen Kohlenverbrennung (Abbildung 12). Die Korrosionsraten an der Kohlenstaubfeuerung erscheinen jedoch tolerierbar /7, 8/.


Zu 4)

Im Bereich der konvektiven Heizflächen sind bei der Mitverbrennung die Auswirkungen auf Verschmutzung und Erosion zu beachten. Aufgrund des niedrigeren Ascheanteiles der Biomasse ist die Gefahr von erhöhten Erosionen jedoch auszuschließen. Die Gefahr von Verschmutzungen steigt bei Biomassen mit niedrigen Schmelzpunkten hingegen an.

Untersuchungen an einer 0,5 MW Anlage zeigten, daß die Verschmutzungsrate bei einer Strohmitverbrennung nur unwesentlich höher als bei der Verbrennung einer wenig zur Verschmutzung neigenden Kohle war und sich vergleichbar abreinigen ließ. Bei nicht zu hohen Biomasseanteilen dominieren die Eigenschaften der Kohlenasche. Lagern sich jedoch zum Beispiel größere, unvollständig ausgebrannte Strohpartikel ab, so führen diese aufgrund des niedrigen Schmelzpunktes der Strohasche zur Verschlackung.


zu 5)

Die Mitverbrennung von Biomasse wirkt sich einerseits auf die in der Feuerung entstehenden NO_X-Konzentrationen als auch auf den Betrieb des Katalysators aus. Aufgrund des hohen Gehaltes an Flüchtigen eignet sich Biomasse hervorragend zur Anwendung von NO_X-Minderungsverfahren wie Luft- und Brennstoffstufung. Obwohl zum Beispiel für Stroh der auf den Heizwert bezogene Brennstoffstickstoff in der gleichen Größenordnung wie für Kohle liegt, verursacht die höhere Freisetzung von Pyrolyseprodukten und flüchtigen Stickstoffverbindungen eine geringere Stickoxidbildung. In Abbildung 13 sind die an einer Versuchsanlage ermittelten NO_X-Emissionen bei der Mitverbrennung verschiedener Biomassen mit einem Anteil an der thermischen Leistung von 25 Prozent mit Steinkohle dargestellt. Unabhängig vom Stickstoffanteil der Biomassen ergeben sich etwa gleiche NO_X-Emissionen. Die Eignung der Biomassen für die Anwendung feuerungstechnischer Maßnahmen zur Stickoxidminderung ist anhand der mit abnehmender Primärluftzahl absinkenden NO_X-Emissionen in Abbildung 13 deutlich zu erkennen. Die Mitverbrennung von Biomasse in einer Staubfeuerung stellt also keine Anforderungen an den Stickstoffgehalt der Biomasse. Auch höhere Konzentrationen im Brennstoff lassen sich gut durch feuerungstechnische Maßnahmen beherrschen. Ausführliche Untersuchungen über das Emissionsverhalten von Biomasse-Kohle-Mischungen bei verschiedener Feuerungsführung sind beispielsweise in /9,10/ dargestellt.

Insbesondere bei der bei Steinkohle-Trockenfeuerungen üblichen Anordnung der DENOX-Anlage im High-Dust-Bereich ist der Katalysator bei der Mitverbrennung gefährdet. Zu einer Deaktivierung des Katalysators können verschiedene Mechanismen beitragen. Ein Mechanismus beruht auf der Reaktion des Katalysators mit Kalium und Natrium, so daß von Katalysatorherstellern Grenzwerte des Alkalianteiles vorgegeben werden (K₂O + Na₂O < 4 Gew.-Prozent der Asche). Dieser für Biomassezufeuerung bisher nicht überprüfte Wert kann je nach eingesetzter Kohle schon bei sehr geringen Strohanteilen erreicht werden. Zum anderen kann es durch Alkalien und Erdalkalien zu einer Porenverstopfung der aktiven Katalysatorzellen kommen. Ebenfalls kann Phosphor zur Vergiftung des Katalysators führen. Die Auswirkungen auf den Katalysator bei der Strohmitverbrennung stellt bei der High-Dust-Anordnung eines der größten Probleme dar. Mit Anordnung des Katalysators hinter der REA in der sogenannten Low-Dust-Anordnung können diese Probleme jedoch vermieden werden. In Braunkohlefeuerungen, die über feuerungstechnische Maßnahmen entstickt werden, tritt dieses Problem nicht auf.


Zu 6 und 7)

Die geringen Ascheanteile der Biobrennstoffe entlasten die Einrichtungen zur Staubabscheidung. Die Zusammensetzung der Flugasche und der Bodenasche von Kohlenstaubfeuerungen ist für die Verwertung dieser Stoffe von großer Bedeutung. Für eine Verwendung der Flugasche in der Zement- und Betonindustrie sind die Konzentrationen an Alkalien, SO₃, Cl und unverbranntem Kohlenstoff kritische Größen. Der Anstieg des Alkaligehaltes und des Unverbrannten mit zunehmendem Strohanteil können bei Anteilen oberhalb von zehn Prozent eine Verwertung einschränken /7/. Bei Braunkohlefeuerungen wird die Asche meistens im Tagebau verfüllt, so daß hier im wesentlichen auf die Eluierbarkeit der Aschebestandteile zu achten ist.


Zu 8 und 9)

Der geringe Schwefelgehalt der Biobrennstoffe wird zu einer Entlastung der Rauchgasentschwefelungsanlage (REA) führen. Der Eintrag anderer Rauchgasinhaltsstoffe kann jedoch die Funktionsweise der REA beeinträchtigen oder diese zusätzlich belasten, so daß sich hieraus eine Begrenzung des Biomasseanteiles ergibt. Dies gilt insbesondere für den Chloreintrag in die REA.

In der REA werden neben dem Schwefel auch eine Reihe anderer Rauchgasinhaltsstoffe abgeschieden. Die mit dem Rauchgas flüchtigen Ascheinhaltsstoffe wie zum Beispiel Quecksilber, Arsen, Blei und auch andere Schwermetalle reichern sich in den REA-Rückständen an, so daß deren Vermarktung zu prüfen ist. Bei den hier betrachteten Biomassen sind die Konzentrationen dieser Stoffe im Vergleich zu Kohle jedoch zu vernachlässigen.


Zu 10)

Die Mitverbrennung der angeführten Biomassen führt zu einer Minderung der Hauptschadgase SO₂ und NO_X im Roh-Rauchgas. Die CO-Emissionen steigen bei ausreichender Aufmahlung der Biomassen nicht. Im Rahmen eines EU-Projektes konnte für halmartige und holzartige Biobrennstoffe detaillierte Ergebnisse für die Emissionen von verschiedenen Anlagentypen gewonnen werden /7/.


4.1    Pyrolyse von Biomasse und Einsatz des Pyrolysegases als Reduktionsbrennstoff

Neben der direkten Mitverbrennung wird am IVD auch ein Verfahren untersucht, bei dem Biomasse in einem Reaktor pyrolysiert wird und die dabei entstehenden Pyrolysegase einer Kohlenstaubfeuerung zur Entstickung als Reduktionsbrennstoff zugeführt werden. Im Gegensatz zur direkten Mitverbrennung werden die Asche der Kohle und der Biomasse getrennt abgeschieden. Auswirkungen auf die Kohlenstaubfeuerung können nur durch die Inhaltsstoffe der Pyrolysegase verursacht werden. Der wesentliche Vorteil dieses Konzeptes ist deshalb, daß die Vorbehandlung und die nachfolgende Ascheabscheidung nicht zu Verschmutzung, Erosion oder zu einer Einschränkung der Verwertbarkeit der Flugasche aus Kohle führen. Wegen der zu erwartenden deutlich höheren Kosten gegenüber der direkten Mitverbrennung ist dieses Verfahren nur dann sinnvoll, wenn die oben genannten Vorteile zum Tragen kommen.


5.    Ausführungsbeispiel zur Umrüstung eines Kohlekraftwerkes

Im Rahmen einer Studie wurde an einem konkreten Kraftwerksstandort das Potential und die Kosten der verfügbaren biogenen Brennstoffe ermittelt, die technische Umsetzung überprüft und die notwendigen Kosten einer Umrüstung zusammengestellt /11/.

Aufgrund der zur Verfügung stehenden Biomassemenge von jeweils 100.000 Tonnen (t) Holz und Stroh wurde festgelegt, daß für jeweils 80.000 Tonnen ein Mitverbrennungskonzept entwickelt werden soll. Das betrachtete 750 MW_el Kraftwerk wird im Mittellastbereich eingesetzt und ist im Jahr 4000 Stunden mit mehr als 50 Prozent Kessellast (gesichertes Kohlefeuer ist Voraussetzung für die Zufeuerung) in Betrieb. Im Durchschnitt entspricht dies 16 Stunden am Tag. Daraus ergibt sich für die Mitverbrennung eine Zudosierleistung von 20 t/h Stroh und 20 t/h Holz, entsprechend einem Anteil der Feuerungswärmeleistung von acht Prozent bei Vollast.

Die Anlieferung der Biomassen ans Kraftwerk soll jeweils mit Lastkraftwagen erfolgen. Der Biomasseumschlag an der Anlage ist in Tabelle 2 dargestellt. Pro Lastkraftwagen können 14 Tonnen Holz oder 12 Tonnen Stroh transportiert werden. Um auch an den anlieferungsfreien Wochenenden Biomasse einsetzen zu können, beträgt die tägliche Anlieferungsmenge jeweils 450 Tonnen Holz und Stroh oder 70 Lkw-Ladungen. Somit muß alle sechs Minuten ein Lkw auf dem Kraftwerksgelände entladen werden.

Um die Biomassen in einer Kohlenstaubfeuerung mitverbrennen zu können, müssen diese entweder auf einen zusätzlich zu integrierenden Rost aufgebracht werden oder staubförmig aufgemahlen und wie die Kohle in den Kessel eingeblasen werden. Der Rostvariante steht entgegen, daß bei einem Biomassemassenstrom von 40 t/h, entsprechend etwa 140 Megawatt Feuerungswärmeleistung, und einer Rostbelastung von 1 MW/m² eine Rostfläche von 140 m² in den Aschetrichter eingebaut werden müßte. Dies bedeutet einmal einen vollständigen Umbau beziehungsweise teilweisen Wegfall des Aschetrichters, des weiteren muß der Rost vor der großen Wärmestrahlungsbelastung durch den darüberliegenden Feuerraum geschützt werden. Über den Rost muß zudem die herabfallende Schlacke aus dem Kessel abtransportiert werden.

Die Einblasung der Biomasse erfordert eine vorherige Zerkleinerung. Aufgrund der geringen Energiedichte der Biomassen und der daraus resultierenden großen zu verarbeitenden Volumina kommt eine Zerkleinerung gemeinsam mit der Kohle in den Kohlemühlen nicht in Betracht. Es muß eine separate Zerkleinerung erfolgen. Für Holz und Stroh wurde jeweils eine eigene Aufbereitung und Lagerung vorgesehen. Um einen Wochenendbetrieb gewährleisten zu können muß die Kapazität für drei Tage ausreichen. Dafür sind jeweils 800 Tonnen zu lagern. In Abbildung 14 und 15 sind die Aufbereitungsanlagen schematisch dargestellt. Holz wird in Form von Hackschnitzeln (HS) ans Kraftwerk angeliefert. Über eine Zugbodenanlage werden die HS auf einen Scheibensortierer gefördert, der zu grobe Stücke aussortiert, um Störungen in den nachfolgenden Fördereinrichtungen auszuschließen. Anschließend werden sie ins Großsilo gefördert. Um 800 Tonnen lagern zu können ist das Silo auf 5000 m³ Bruttovolumen ausgelegt. Von dort werden die HS über ein kleines Dosiersilo der Grobzerkleinerung zugeführt. In Abbildung 14 ist zusätzlich eine optionale Trocknung dargestellt. Soll nur sehr frisches, nasses Waldrestholz eingesetzt werden, muß eventuell zwischen Grob- und Feinzerkleinerung getrocknet werden, damit die Feinzerkleinerungsmühlen nicht verkleben. Nach einer erneuten Zwischenlagerung werden die vorzerkleinerten HS in vier Teilströme aufgeteilt, in den Hammermühlen auf die endgültige Korngröße zerkleinert und pneumatisch in das Feingutsilo transportiert. Mittels zwei Bandwaagen erfolgt die Dosierung und die anschließende pneumatische Förderung zum Kessel.

Die Aufbereitung und Lagerung von Stroh ist in zwei Hallen untergebracht. Die Anlage wurde in Anlehnung an die bereits realisierte Strohaufbereitungsanlage in Grenaa (Dänemark) ausgelegt. Diese ist in Abbildung 16 dargestellt. Die Strohballen (Hesstonballen) werden per Lkw angeliefert, über eine automatische Kranbahn entladen und ins Lager verbracht. Das zu lagernde Stroh hat ein Nettovolumen von knapp 6000 m³ und wird auf etwa 800 m² Stellfläche untergebracht. Ein zweiter Kran beschickt die 4-straßige Aufbereitungsanlage. Die Strohballen passieren zunächst einen Metalldetektor der beim Auftreten von Metall den Ballen auswirft. Dann werden die Ballenschnüre entfernt und der Ballen im Ballenauflöser vorzerkleinert. In einer Steinfalle werden stückige Fremdkörper ausgeschleust. Von dort gelangt das Stroh über eine weitere Vorzerkleinerung zur Feinzerkleinerung. Die anschließende Dosierung des Strohs über eine Bandwaage übernimmt auch die Steuerung der Aufbereitungsstraße. Im Anschluß werden zwei Straßen zusammengefaßt und das Stroh pneumatisch zu den Brennern gefördert.

Für die staubförmige Einbringung der Biomasse in den Kessel wurden verschiedene Varianten untersucht. Bei dem Kessel handelt es sich um eine Tangentialfeuerung. Die Brenner sind in vier Lagen übereinander jeweils in den Ecken angeordnet. Einer von 16 vorhandenen Brennern des untersuchten Kessels ist in Abbildung 17 dargestellt. Die Eindüsung soll nach Möglichkeit in bereits vorhandene Kesselöffnungen erfolgen, um ansonsten notwendige Umverrohrungen und Kesselrohrausbiegungen zu vermeiden. Es ergeben sich Möglichkeiten zur Einblasung der Biomasse mit der Zwischenluft und die Zumischung in die Kohlestaubleitung. Die aussichtsreichste Möglichkeit stellt jedoch die Substitution von vier der insgesamt acht Ölbrennerlanzen einer Ebene dar. Die beim Umstellen von Öl- auf Kohlefeuer notwendige Mindestölmenge kann durch die verbleibenden vier Öllanzen erreicht werden. Über die Biomassebrenner soll dann jeweils diagonal Holz beziehungsweise Stroh eingeblasen werden. Durch die Einbringung der Biomasse in die obere Halbebene 2 steht der Biomasse einerseits ein möglichst langer Ausbrandweg zur Verfügung, andererseits werden nach unten fallende größere Biomassepartikel durch das darunter liegende Kohlefeuer gezündet und wieder nach oben getrieben. Wenn in der Brennerebene 2 die entsprechende Kohlemenge zurückgefahren, die Verbrennungsluftmenge aber beibehalten wird, steht für die Biomasse die richtige Verbrennungsluftmenge zur Verfügung. Bei Nichtbetrieb der Biomassebrenner müssen diese mittels Sperrluft gesichert werden. Für diese Variante konnte der Umbauaufwand zusammen mit dem Feuerungshersteller ermittelt werden.


6.    Ausgeführte Anlagen

In Deutschland wird beziehungsweise wurde das Konzept der Mitverbrennung an drei Großanlagen erprobt. In den USA sind zahlreiche Erfahrungen bei der Holzmitverbrennung vorhanden. Die Anlagen sind überwiegend im Bundesstaat Tennessee angesiedelt und arbeiten fast ausschließlich mit der staubförmigen Einblasung der Biomasse.

In Europa wird die Mitverbrennung von Biomasse in Kohlekraftwerken nur in Dänemark, den Niederlanden und in einer Anlage in Österreich praktiziert.

In Dänemark wurden eine Wirbelschicht und eine Staubfeuerung auf Mitverbrennung umgerüstet. Die zirkulierende Wirbelschicht in Grenaa mit 88 MW thermischer Leistung wird im Dauerbetrieb mit bis zu 60 Prozent der Brennstoffleistung aus Stroh betrieben. Die Strohaufbereitungsanlage ist in Abbildung 17 dargestellt. Bei dieser Anlage, die zur Erzeugung eines hohen Wirkungsgrades mit hohen Dampfparametern gefahren wird, haben sich starke Korrosionprobleme am Überhitzer gezeigt. Das in dänischem Stroh in Konzentrationen mit bis zu einem Gewichtsprozent enthaltene Chlor, in Verbindung mit dem in Stroh reichlich vorhandenen Kalium, wird für diesen Effekt verantwortlich gemacht. Bei Dampftemperaturen unter 450 °C war die Korrosion weniger ausgeprägt.

An dem 130 MW_el kohlenstaubgefeuerten Kraftwerk in Esbjerg/DK betrug der Strohanteil in Versuchen bis 20 Prozent der Feuerungswärmeleistung. Das Stroh wird bei dieser Anlage nach einer Aufmahlung staubförmig in die Brennkammer eingeblasen. Dazu wurden zwei Kohlebrenner durch Biomassebrenner ersetzt. Untersuchungen zum Korrosionsverhalten ergaben, daß bei moderaten Biomasseanteilen bis 20 Prozent die Probleme beherrscht werden können. Die Korrosion bei der Mitverbrennung in einer Staubfeuerung ist weniger ausgeprägt als bei der Wirbelschichtfeuerung. Die genauen Korrosionsmechanismen werden momentan noch erforscht. In Dänemark sind jedoch aufgrund der Korrosionsproblematik auch Anlagen in Planung, die eine dampfseitige Kopplung der Kohle- und Biomassenutzung vorsehen, um eine Schädigung der Kohlekessel zu vermeiden.

In Nijmwegen/NL ist ein 766 MW_el Kraftwerk in Betrieb, bei dem fünf Prozent der Brennstoffleistung durch Altholz ersetzt wurde. Bei dieser Feuerung erfolgt die Holzzufeuerung ebenfalls staubförmig.

Ein anderes Konzept wurde in St. Andrä/A verfolgt, hier wurde eine Kohlenstaubfeuerung mit einem Schwingrost im Aschetrichter nachgerüstet, auf dem Holzhackschnitzel verbrannt werden. Die Biomassefeuerungsleistung beträgt dabei zehn MW entsprechend drei Prozent der Gesamtfeuerungsleistung.


7.    Zusammenfassung

Zur Minderung der energieverbrauchsbedingten CO₂-Emissionen ist der Einsatz von Biomasse in Feuerungen eine sofort verfügbare Option.

Im Kleinanlagenbereich und für Feuerungssysteme im Megawattbereich sind die Feuerungstechniken für Holz am Markt etabliert, für halmartige Biomassen sind einige Sonderlösungen verfügbar.

Die Mitverbrennung in Kohlefeuerungen ist eine kostengünstige, sinnvolle und technisch machbare Lösung für den Einsatz von Biomasse. Während holzartige Biomasse nur geringe Auswirkungen auf die Feuerung und die nachgeschalteten Reinigungsanlagen mit sich bringen, kann sich bei halmartigen Biomassen eine Begrenzung des Biomasseanteiles ergeben. Probleme bereiten insbesondere der Chloranteil und der Gehalt an Alkalien. Die kritischsten Auswirkungen können dabei im Feuerraum durch Verschlackung, im Bereich der Endüberhitzerheizflächen durch Korrosion und bei DENOX-Katalysatoren in High-Dust-Schaltung durch Deaktivierung sowie ascheseitig durch die Verwendbarkeit der Reststoffe auftreten.


8.    Schlußfolgerungen

Um das in Deutschland technisch mögliche Potential an Biomasse sauber, kostengünstig und in einem kurzen Zeitraum thermisch zu nutzen, müssen sämtliche Verbrennungssysteme und -möglichkeiten ausgeschöpft werden. Dazu müssen sowohl die vorhandenen dezentralen Kleinanlagen stärker genutzt, die industriellen Anlagen weiter ausgebaut als auch die Mitverbrennung in Großkraftwerken mit in Betracht gezogen werden.

Aufgrund ihrer weiten Verbreitung wurden die kleinen und mittleren Biomasseverbrennungsanlagen hinsichtlich ihres Automatisierungsgrads und ihrer Emissionen vor allem in Österreich und in Dänemark in den letzten Jahren stark weiterentwickelt. Dadurch ist bei diesen Anlagen, wenn sie mit Holz befeuert werden, ein Stand der Technik erreicht, der eine weitere Verbreitung ermöglicht.

Der Einsatz von modernen emissionsarmen Feuerungs- und Rauchgasreinigungsanlagen ist erst für größere Anlagen wirtschaftlich, so daß insbesondere für schwierige Brennstoffe, wie zum Beispiel Stroh oder auch belastete Reststoffe, eine Mindestleistung von etwa 1-2 Megawatt für sinnvoll gehalten wird. Im Rahmen des vom BML geförderten Modellversuches "Wärme-/Stromgewinnung aus nachwachsenden Rohstoffen" werden als mögliche Feuerungstechniken die Rost-, Wirbel- und Zigarrenfeuerung angedacht /12/.

Die bisher vorliegenden Erfahrungen zur Mitverbrennung in Kohlefeuerungsanlagen zeigen, daß eine Umstellung der Feuerungsanlage auf eine Biomassezusatzfeuerung zu Problemen führen kann, die jedoch bei nicht zu hohen Biomasseanteilen lösbar sind, wie der Einsatz von Stroh in den Kraftwerken Studstrup und Grenaa in Dänemark belegt. Auch bei Kraftwerksmitverbrennung gestaltet sich der Einsatz von Holz recht unproblematisch. Die Mitverbrennung kann deshalb als eine kostengünstige und verfügbare Technik bezeichnet werden.

Entscheidend für den verstärkten Einsatz der Biomasse werden die Kosten für die Bereitstellung und Nutzung der Biomasse sein. Steht der Entsorgungsaspekt einer Biomasse im Vordergrund, so werden diese bereits heute zum Teil genutzt. Studien, die von Energieversorgungsunternehmen erstellt wurden, zeigen, daß die thermische Nutzung nachwachsender Rohstoffe in der Nähe der Wirtschaftlichkeit liegen kann. Gegenüber dem Energieträger Erdgas ergeben sich deutliche Mehrkosten der Investitionen aufgrund der Brennstoffaufbereitung, der aufwendigeren Feuerungstechnik und der Rauchgasreinigung, die über die Brennstoffkosten nicht ausgeglichen werden können. Wenn die Biomas-se einen wesentlichen Beitrag zur CO₂-Minderung leisten soll, ist die Politik gefordert, entsprechende Rahmenbedingungen zu schaffen.

Literatur

/1/ Siegle, V., Kicherer, A., Spliethoff, H., Hein, K.R.G.: Untersuchungen zur schadstoffarmen Verbrennung staubförmiger Energiepflanzen und Reststoffen aus der Holzverarbeitung. Forschungsbericht KfK-PEF 103, 03/95
/2/ Kaltschmitt, M., Wiese, A.: Erneuerbare Energieträger in Deutschland. Potentiale und Kosten. Springer Verlag, Berlin 1993
/3/ Baumbach, G., Angerer, M.: Schadstoffemissionen gewerblicher und industrieller Holzverbrennung; Erfassung des Standes der Technik und Möglichkeiten zur Emissionsminderung. Forschungsbericht KfK-PEF 103, 1993
/4/ Kaltschmitt, M., Becher, S.: Analyse der Biomassenutzung in Deutschland. Int. Tagung "Thermische Nutzung von Biomassen", Universität Stuttgart 14./15.4.1994
/5/ Fa. Weiss, Firmenunterlagen der Fa. Weiss, Dillenburg
/6/ Siegle, V., Spliethoff, H., Hein, K.R.G.: Aufbereitung und Mitverbrennung von Ganzpflanzen mit Steinkohle in einer Staubfeuerung. DGMK-Fachtagung "Energetische und stoffliche Nutzung von Abfällen und nachwachsenden Rohstoffen"; 22. bis 24. April 1996, Velen/Westfalen
/7/ Bemtgen, J.M., Hein, K.R.G., Minchener, A.: Combined Combustion of Biomass/Sewage Sludge and Coals, Volume II: Final Reports, APAS Clean Coal Technology Programme, ISBN-3-928123-16-5
/8/ Spliethoff, H., Hein, K.R.G.: Eignung von Kohlenstaubfeuerungen zur Mitverbrennung von Biomasse und Klärschlamm, VDI-Berichte 1193, 1995, S. 125-133
/9/ Kicherer, A.: Biomassemitverbrennung in Staubfeuerungen, Technische Möglichkeiten und Schadstoffemissionen. Dissertation am IVD der Universität Stuttgart; VDI-Verlag, Reihe 6 Energietechnik Nr. 344, 1996, S. 108-119
/10/ Spliethoff, H., Hein, K.R.G.: Effect of Co-combustion of Biomass on Emissions in Pulverized Fuel Furnaces. Conference "Biomass Usage for Utility and Industrial Power", April, 28th-May 3rd, 1996, Snowbird, USA
/11/ Siegle, V. et. al.: Machbarkeitsstudie zur Umrüstung eines Steinkohlekraftwerkes für die Mitverbrennung von Biomasse. Konferenz "Energetische Nutzung nachwachsender Rohstoffe" 5.-6. September 96, Freiberg
/12/ Wintzer et. al.: Modellversuch "Wärme-/
Stromerzeugung aus nachwachsenden Rohstoffen" - Auswertung von 30 Machbarkeitsstudien. Schriftenreihe "Nachwachsende Rohstoffe" Band 1. 1994

Der Autor

Professor Dr.-Ing. Klaus R.G. Hein, geboren am 18. April 1939 in Dresden, begann seinen beruflichen Werdegang nach Abschluß des Studiums der Verfahrenstechnik an der RWTH Aachen und einem einjährigen Austauschstipendium in Chemical Engineering am Imperial College 1965 in London bei der International Flame Research Foundation IJmuiden, Niederlande, in der industriellen Forschung zum Einsatz fossiler Brennstoffe. Ab 1971 übernahm er den Aufbau und die Leitung einer Forschungs- und Entwicklungsabteilung bei der Rheinisch-Westfälischen Elektrizitätswerke (RWE) AG Essen, die sich mit der Lösung von Problemstellungen bei dem Einsatz von Kohlen im Kraftwerksbereich und insbesonders mit der Entwicklung und dem großtechnischen Einsatz von Emissionsminderungsverfahren befaßte. Parallel zu dieser Tätigkeit konnte er 1972 seine Promotion an der Universität Stuttgart abschließen und wurde 1986 auf den Lehrstuhl für Brennstoffkonversion an der Technischen Universität Delft, Niederlande, in Teilzeit berufen. 1992 folgte er einem Ruf der Universität Stuttgart auf die Position des Direktors des Instituts für Verfahrenstechnik und Dampfkesselwesen (IVD); außerdem ist er im Rahmen intensiver externer Lehraktivitäten unter anderem auch als Professor an Universitäten in Peking, Wuhan und Huhhot in der Volksrepublik China tätig. Im Jahr 1983 wurde Klaus R. G. Hein für seine erfolgreichen Bemühungen zur Integration des Umweltschutzes in den Kraftwerksbereich von der Technischen Vereinigung der Großkraftwerksbetreiber (VGB) Essen mit dem Heinrich-Mandel-Preis ausgezeichnet; seine Arbeiten sind in bisher über 200 Veröffentlichungen dokumentiert. Durch vielfache Beratungsfunktion, die Mitgliedschaft in führenden nationalen und internationalen Fachgremien und durch die Beratung der Europäischen Kommission ist Professor Hein zwischenzeitlich als in Europa und darüber hinaus anerkannter Fachmann auf dem Gebiet der Energieumwandlung in Wissenschaft, Forschung und industrieller Anwendung tätig.