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 – Teil 1 von 2

Wie eine intelligente Nachrüstung die Anbackungen im Feuerraum eines Biomassekraftwerkes dauerhaft reduziert – Teil 1 von 2

Dr. sc. techn. Christian Steiner

Dr. sc. techn. Christian Steiner

Sales, Deputy Chief Executive Officer

Das Biomassekraftwerk Silbitz in Thüringen produziert jährlich 5,5 MW Strom und 3 MW Fernwärme aus Altholz. 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 Belagsentfernung 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 und der Vierte ersetzt die acht Russbläser im Ecozug komplett.

Durch den Einsatz der SPGs im Feuerraum und 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. Die ersten sechs Wochen nach einer Kesselrevision müssen die Russbläser im Konvektionszug jeweils nicht in Betrieb genommen werden.

Auf die acht Russbläser im Economiser konnte das Werk ganz verzichten. Was diese vorher gemeinsam leisteten, übernimmt heute ein einziger Shock Pulse Generator mit einem Shock Pulse Intervall von 24 Stunden.

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 Ecorohren 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 Generator zu schulen. So werden Wartungsarbeiten an den Shock Pulse Generatoren alle 3000 Shock Pulse oder alle 12 Monate komplett selbständig durchgeführt. Ersatz und Verschleissteile werden bei der Explosion Power GmbH bezogen.

In Teil 2 lesen Sie, wie der Anlagenbetreiber die verschiedenen Betriebsmodi (Einzelmodus, Pulsmodus usw.) der Shock Pulse Generatoren testet und Sie erfahren, wie es zur Entscheidung kam, einen fünften Shock Pulse Generator zu installieren.

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 Shock Pulse Generator 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 Shock Pulse Generator 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

4 Ursachen für Überhitzerkorrosion die jeder Betreiber einer Müllverbrennungsanlage auswendig kennt

4 Ursachen für Überhitzerkorrosion die jeder Betreiber einer Müllverbrennungsanlage auswendig kennt

Kaspar Ninck

Kaspar Ninck

Sales Manager, Explosion Power GmbH

 

Jeder kennt sie, jeder fürchtet sie: Die Überhitzerkorrosion in Müllverbrennungsanlagen. 4 Ursachen kennen alle Betreiber – spätestens nach dem Lesen dieses Artikels.

Das eigentliche Problem ist der Materialverlust, der durch die Überhitzerkorrosion an den Wärmetauscherrohren der Überhitzer entsteht. Wird eine minimale Wandstärke unterschritten, reissen die unter z.B. 40 bar stehenden Rohre im laufenden Betrieb – der Kessel muss heruntergefahren werden. Es entstehen hohe Reparaturkosten und reduzierte Einnahmen aufgrund des Produktionsausfalls. Wird der Materialverlust während eines Stillstands mit Messungen von Wanddicken entdeckt, können die beschädigten Rohre vorausschauend ausgetauscht werden (siehe Abbildung 1). Überhitzerkorrosion beeinflusst also unmittelbar die Instandhaltungskosten, die Verfügbarkeit und die Reisezeit einer Müllverbrennungsanlage.

Überhitzerrohre

Abbildung 1: Durch Korrosion beschädigte Überhitzerrohre. Beim Unterschreiten einer minimalen Wanddicke müssen die Rohre ausgetauscht werden.

Überhitzerkorrosion entsteht hauptsächlich, wenn Chlor an die Rohraussenwand gelangt [1]. Korrodierte Rohre weisen mehrere Schichten auf: Auf die Rohraussenwand folgt eine dünne Eisenchloridschicht (FeCl2), danach die Eisenoxidschicht (Fe2O3) und ganz aussen die Schicht aus Flugascheanbackungen. Korrosion im laufenden Betrieb ist ein Kreisprozess: Chlor in Form von HCl-Aerosolen, Cl2-Molekülen und Chloriden in Flugaschepartikeln sowie gasförmiger Sauerstoff gelangt von der Rauchgasseite in die äusserste Schicht aus Flugascheanbackungen. Chlor und Sauerstoff diffundieren dann durch die Anbackung in die Eisenoxidschicht. An der Grenze von der Eisenoxid- zur Eisenchloridschicht löst der Sauerstoff das Chlor im Eisenchlorid ab. Es entsteht Eisenoxid und das abgelöste Chlor in Form von (FeCl3)2 wird frei. Dieses diffundiert zur Rohroberfläche zurück, da aus der anderen Richtung die Chlorkonzentration bereits genügend hoch ist. An der Rohroberfläche wird erneut Eisen aus der Metallmatrix gelöst. Dieser Kreisprozess läuft insbesondere im Bereich von 250–550 °C ab – bei Temperaturen ausserhalb dieses Bereichs sind die Reaktionsraten zu gering [2].

Was bedeutet das für den Betrieb einer Müllverbrennungsanlage? 4 Ursachen sind von grosser Bedeutung für Überhitzerkorrosion.

Ursache 1: Ungünstiges Kesseldesign

Das Kesseldesign und die Dampfparameter haben einen unmittelbaren Einfluss auf die Temperatur in den Schichten aus Asche und Korrosionsprodukten, welche sich auf den Überhitzerrohren ablagern. Die Temperatur bestimmt die Geschwindigkeit der Reaktion und der Transportvorgänge in den Schichten. Das erweiterte Flingersche Korrosionsdiagramm [3] erlaubt es, den Einfluss der Anordnung der Wärmetauscherbündel im Kessel sowie deren Verschaltung darzustellen und so kritische Bereiche zu identifizieren.

Ursache 2: Zu wenig resistentes Material der Überhitzerrohre

Neben der Rohraussentemperatur spielt das Rohrmaterial eine wichtige Rolle. Die Eisenatome in einfachem Baustahl (z.B. St35.8) reagieren schneller auf Chlore, da sie weniger geschützt sind als Rohre aus Edelstahl. Dieses Rohrmaterial, wie es in der Chemieindustrie eingesetzt wird, wäre ideal – doch die Fertigung der Wärmetauscherbündel aus Edelstahl ist schlicht zu teuer. Die korrosionskritischen Wärmetauscherbündel werden deshalb entweder aus einem robusteren legierten Stahl gefertigt oder in den letzen Jahren auf einer zunehmenden Zahl von Anlagen mit einer Schutzschicht aus nickelbasierten Werkstoffen wie Alloy 625 durch Auftragsschweissen beschichtet (siehe Abbildung 2). Durch diese zusätzliche Schicht wird die Korrosion direkt an der Rohroberfläche vermindert.

Auftragsschweißen

Abbildung 2: Auftragsschweissen – © Martin AG für Umwelt und Energietechnik, Matzingen 2018

Ursache 3: Ungünstige lokale Geschwindigkeitsprofile der Rauchgase

Das lokale Geschwindigkeitsprofil der Rauchgase beeinflusst einerseits die lokalen Wärmeströme, die auf die Überhitzerrohre auftreffen, andererseits die Anbackung von Flugasche auf den Überhitzerrohren. Eine höhere Rauchgasgeschwindigkeit bedeutet einen höheren Wärmestrom und dadurch höhere Temperaturen in den Schichten an der Überhitzerrohroberfläche. Bei wachsender oder sich ständig erneuernder Anbackung sind zudem mehr Chlor und Sauerstoff in den Schichten an den Überhitzerrohroberflächen verfügbar.

Ursache 4: Unkontrollierte Verschmutzung in Überhitzerwärmetauscherbündeln

Wie oben gezeigt, ist eine wachsende oder sich erneuernde Schicht von Flugasche der eigentliche Herd von neuem Chlor und Sauerstoff, die den Korrosionsprozess füttern. Werden ausserdem die Anbackungen zu gross, können zwischen den Rohren Brücken entstehen, die Gassen komplett verschliessen. Die durchströmte Querschnittsfläche des Überhitzers wird kleiner, Rauchgase werden umgelenkt und lokal entstehen höhere Rauchgasgeschwindigkeiten – damit sind wir wieder bei Ursache 3 angelangt.

Fazit zur Verhinderung von Überhitzerkorrosion in Ihrer Müllverbrennungsanlage

Um Überhitzerrohre, die bereits von Korrosion angegriffen sind, zu identifizieren, müssen Messungen (von Wanddicken, Abzehrraten) und Probenahmen vor Ort – sowohl im Betrieb als auch bei Stillstand – durchgeführt werden. Wie dies aussehen kann, wird z.B. unter [4] beschrieben. Wer Überhitzerkorrosion verringern will, muss seine Anlage einem kritischen Check in Bezug auf die oben beschriebenen 4 Ursachen unterziehen. Um Ursache 1 zu bekämpfen, kann mit einer zusätzlichen Reinigung der Leerzüge die Rauchgastemperatur im Überhitzerbereich abgesenkt werden. Dadurch verschieben sich korrosionskritische Wärmetauscherbündel in einen nicht-korrosionskritischen Bereich. Bei Ursache 2 können besonders gefährdete Rohre in Zukunft durch anderes Material ersetzt oder mit Auftragsschweissen geschützt werden. Zu den Ursachen 3 und 4 können einzelne Bündelbereiche des Überhitzers durch entfernen von Rohrreine modifiziert werden. Oder die Anbackungen werden durch eine Verbesserung der lokalen Kesselreinigung permanent abgereinigt – die Querschnittsfläche der Wärmetauscher bleiben dadurch dauerhaft offen.

Quellenverzeichnis:

[1] Maisch, S.: Korrosion in Anlagen zur thermischen Abfallbehandlung – Weiterentwicklung und Optimierung einer online Korrosionssonde., 2010
[2] Warnecke, R.: Fünfzig Jahre und kein bisschen weise – Korrosion und Verfahrenstechnik in thermischen Abfallbehandlungsanlagen, 2014
[3] Aleßio, H.P.: Korrosion ohne Chemie? – Erläuterungen zum Hintergrund und zur Nutzung von Korrosionsdiagrammen, 2014
[4] Molitor, D.: Erfahrungen aus zwanzig Jahren Revisionsbegleitung, 2017