FGD-Fokus: Private Gencos diskutieren den Status von Entschwefelungssystemen

Mar 28, 2024

Wärmekraftwerke (TPPs) erfordern Rauchgasentschwefelungssysteme (REA), um den SO2-Emissionsnormen des Ministeriums für Umwelt, Wald und Klimawandel zu entsprechen. Mit einer kumulierten installierten Kapazität von 235 GW machen TPPs 57 Prozent des Energiemixes des Landes aus und werden voraussichtlich eine entscheidende Rolle beim Ausgleich des Netzes spielen, wenn die Kapazität erneuerbarer Energien zunimmt. Daher ist es von entscheidender Bedeutung, dass diese Anlagen auf umweltfreundliche Weise betrieben werden. Obwohl die Emissionsnormen im Dezember 2015 bekannt gegeben wurden, verlief die Umsetzung bisher langsam. Bis Juni 2023 haben nur 4 Prozent oder 9.280 MW der Kohle- und Braunkohleprojekte REA-Systeme in Betrieb genommen. Mittlerweile wurden für 33 Prozent der Eigentumseinheiten Angebote vergeben. Auf einer kürzlich abgehaltenen Power Line-Konferenz tauschten private Energieversorger ihre Ansichten zur Technologieauswahl für REA-Systeme, zur Rohstoffverfügbarkeit und zur Entsorgung von Nebenprodukten sowie zu den damit verbundenen Problemen und Herausforderungen aus. Bearbeitete Auszüge…

Tapan Dhar

Nasse REA-Systeme kamen mit zwei 660-Einheiten in unserem Kraftwerk Jhajjar auf den Markt, das 2013 in Betrieb genommen wurde. Nach der Meldung von 2015 begannen wir mit Versuchen für den Betrieb von REA-Systemen auf kontinuierlicher Basis. Von 2013 bis 2018 haben wir zeitweise REA-Systeme betrieben, um die Gesundheit und Zuverlässigkeit der Geräte zu gewährleisten.

Seit 2019 betreiben wir kontinuierlich REA-Anlagen, um den SOx-Grenzwert von 200 mg/Nm3 einzuhalten. Unsere Investoren in Hongkong haben uns ein vorgegebenes FGD-System zur Verfügung gestellt, das FGD zusammen mit dem Hauptpaket als eine fürsorgliche Geste gegenüber der Umwelt anbot. Zum Zeitpunkt der Installation der Anlage gab es keine spezifischen Richtlinien der Central Electricity Authority (CEA) zu SOx-Grenzwerten oder spezifische Richtlinien zu REA-Komponenten. In den letzten vier Betriebsjahren hatten wir neben betrieblichen Herausforderungen auch mit zahlreichen Problemen im Zusammenhang mit der Redundanz von Geräten zu kämpfen. Die Rauchrohre unserer Schornsteine ​​sind über der Innenschale mit 1,2 mm Titan verkleidet. Im Laufe der Zeit korrodierte das Titanblech und rund um den Schornstein treten einige Undichtigkeiten auf. Dieser Schornstein ist an sieben Stellen befestigt, wobei jede Stufe durch einen Expansionsbalg mit der anderen verbunden ist. Die Leckagen treten hauptsächlich im Balgbereich auf einer Länge von bis zu 185 m auf. Die Strömungsdynamik der Schornsteine ​​wurde von einem renommierten US-amerikanischen Anbieter untersucht. Nach dieser Studie haben wir in einer Einheit ein Flüssigkeitssammelsystem installiert und dies ist für eine andere geplant. Als langfristiger Aktionsplan wird auch eine Borosilikatauskleidung in beiden Schornsteinen vorgesehen, um Korrosion der Innenflächen zu verhindern.

Was die Rohstoffbeschaffung betrifft, haben wir etwa 50 Minen in Rajasthan besucht und rund 75 Proben gesammelt. Basierend auf unseren internen Experimenten und unter Berücksichtigung der Designbeschränkungen haben wir uns für die Beschaffung von hochreinem Kalkstein (Reinheit 90-92 Prozent) entschieden. Derzeit wird Kalkstein aus Rajasthan bezogen. Das ursprüngliche Design des FGD-Systems war für Kalkstein mit einer Reinheit von etwa 90 Prozent ausgelegt. Als wir 2018 mit den Probeläufen begannen, stellten wir viele Probleme fest, die auf die Klebrigkeit des restlichen Kalksteins zurückzuführen waren. Das Verstopfen des Tropfenabscheiders war zu dieser Zeit ebenfalls eines der größten Betriebsprobleme und führte zu einer Abschaltung der REA in den ersten Betriebstagen. Aufgrund der Größe unseres Kalksteinbrechers und unserer Nasskugelmühlen waren wir auch mit zahlreichen Redundanzproblemen konfrontiert. Die ausgewählte Reinheit des Kalksteins ergibt Gips mit einer Reinheit von über 90 Prozent.

JPL hat das Glück, von fünf Zementherstellern umgeben zu sein. Sie sind mit einer Abnahmequote von fast 100 Prozent die Hauptabnehmer unseres Gipses.

Suresh Kumar Narang

Nabha Power ist einer der wenigen privaten Entwickler, die sich in einem fortgeschrittenen Stadium der Inbetriebnahme eines REA-Systems in ihrem Kraftwerk befinden. Nabha Power, ein 2x700-MW-Kraftwerk in Rajpura, Punjab, ist den Benachrichtigungen zur Installation von REA-Systemen umgehend nachgekommen. Im Hinblick auf die Rohstoffverfügbarkeit und die Entsorgung von Nebenprodukten werden wir Kalkstein, einen wichtigen Rohstoff für unsere REA-Systeme, aus Rajasthan beziehen, während wir bereits Ausschreibungen für den Verkauf von Gips durchgeführt haben.

Was die Herausforderungen betrifft, so hat sich die Erlangung der Genehmigungen durch die Aufsichtsbehörden erheblich verzögert. Die FGD-Meldung wurde bereits 2015 veröffentlicht, die Discom war jedoch nicht bereit, sie als Gesetzesänderung zu betrachten. Dies hat zu Gerichtsverfahren und langwierigen Rechtsstreitigkeiten vor den Regulierungskommissionen und dem Berufungsgericht für Elektrizität (APTEL) geführt. Wir haben vor drei Jahren von APTEL einen günstigen Auftrag erhalten, in dem sie dies als Rechtsänderungsereignis bestätigten.

Eine weitere Herausforderung bei der Installation von REA-Anlagen ist die Zurückhaltung von Finanzinstituten, ein solches Projekt zu finanzieren, was in erster Linie auf ein beim Obersten Gerichtshof anhängiges Verfahren zur Weitergabe von REA-Kosten zurückzuführen ist. Offenbar sind Finanzinstitute bereit, REA-Systeme zu finanzieren, nachdem die Kommission die Tarifgenehmigung erhalten hat. Bei Nabha Power werden die gesamten Investitionen für das FGD-Projekt über die Darlehen der Muttergesellschaft getätigt. Daher ist es wichtig, dass die Regierung eingreift und eine Anweisung an die Discoms und die Regulierungsbehörden erlässt, um die Schwierigkeiten anzuerkennen, mit denen die Entwickler bei der Investition so hoher Investitionsausgaben konfrontiert sind, und die Fertigstellung des REA-Tarifs zu beschleunigen. Da die Inbetriebnahme von REA-Systemen zusätzliche Investitions- und Betriebskosten verursacht, haben wir der Regierung und den betroffenen Ministerien außerdem vorgeschlagen, auf die Umweltkompensationsabgabe für Kohle für Projekte mit REA-Systemen zu verzichten, da die REA-Installation zu einer Eindämmung der SOx-Emissionen führen wird, was zu einer Eindämmung der SOx-Emissionen führt passt zum übergeordneten Ziel, eine saubere Umwelt zu gewährleisten.

Ein weiteres Problem beim Betrieb von REA-Systemen könnte sich aus dem flexiblen Betrieb von Aggregaten ergeben. Derzeit liegen nicht viele Betriebsdaten zur Leistung von REA-Systemen im flexiblen Betrieb vor. Offensichtlich würde mit REA-Systemen die Hilfsenergie um mehr als 1 Prozent steigen. Sinkt die Auslastung auf 40 Prozent, ist mit erheblichen Auswirkungen auf die Hilfsenergie der REA-Anlagen zu rechnen, für die der Entwickler bzw. Betreiber entschädigt werden muss.

Im Hinblick auf die Auswirkungen der FGD-Installation auf den Merit-Order-Versand bleibt die Prioritätsreihenfolge unverändert, bis alle Werke die FGD-Compliance-Regeln einhalten. Daher sollte die bestehende Ordnung so lange bestehen bleiben, bis die REA-Umsetzung für alle TPPs im Land erfolgt ist. Wir sind optimistisch, dass die Vorschriften eingehalten werden und unsere Position in der Merit Order erhalten bleibt. Es ist erwähnenswert, dass wir das effizienteste Werk in Punjab sind und unsere Exzellenz über den Bundesstaat und ganz Indien hinausgeht. Darüber hinaus sind unsere Stromerzeugungskosten die niedrigsten in Punjab, was unseren Platz an der Spitze der Merit Order festigt. Daher werden wir weiterhin den Spitzenplatz in der Merit Order belegen.

CP Tiwari

Tata Power gehört zu den wenigen privaten Entwicklern, die sich an die Central Electricity Regulatory Commission (CERC) gewandt haben, um eine grundsätzliche Genehmigung des Machbarkeitsberichts zu erhalten, und an die Central Electricity Regulatory Commission, um eine „grundsätzliche“ Genehmigung für die REA-Installation zu erhalten.

Tata Power verfügt über fünf kohlebasierte Wärmekraftwerke. In den Blöcken 5 und 8 des Trombay Thermal Power Station (TPS) wurden REA-Systeme bereits 1984 bzw. 2009 installiert. Beim 5×830 MW TPP Mundra haben wir bereits mit dem Bau eines REA-Systems für Meerwasserabfälle begonnen und dasselbe befindet sich im Bau. Dort standen wir vor Herausforderungen hinsichtlich der Technologieauswahl für den zu verwendenden Stack-Typ. Später, nach Diskussionen und Brainstorming, begannen wir mit der grundsätzlichen Genehmigung des CERC mit dem Bau eines REA-Systems in Mundra. Der Bau befindet sich derzeit in einem fortgeschrittenen Stadium und wir werden ihn innerhalb des vorgegebenen Zeitrahmens abschließen können.

In Jojobera installieren wir ein FGD-System auf Kalksteinbasis für die Einheiten 2 bis 4. In diesen Einheiten haben wir einen Absorber für zwei Einheiten ausgewählt. Wir prüften auch die Möglichkeit, einen einzelnen Absorber für mehrere Einheiten zu installieren, konnten dies jedoch aufgrund von Layoutbeschränkungen nicht tun.

CEA hatte Einwände gegen die Technologieauswahl für das REA-System von Jojobera erhoben. Für das Dadri-Kraftwerk von NTPC waren die Investitionskosten für das Trockensorbentinjektionssystem (DSI) sehr niedrig. Dies war das erste DSI-Projekt im Land, was einer der Gründe für die niedrigen Kosten sein könnte. Wir haben auch versucht, das DSI-System im Werk Jojobera zu erkunden; Allerdings erhielten wir Angebote und die Lebenszykluskosten waren für die DSI-Technologie am höchsten. Wir brauchten zwei bis drei Monate, um die CEA davon zu überzeugen, dass DSI nicht die richtige Technologie für unsere Einheiten war. Nach vielen Diskussionen über Budgetüberlegungen und Lebenszyklusanalysen haben wir CEA davon überzeugt, dass für Jojobera-Einheiten Kalkstein-REA ausgewählt werden sollte.

Für das 3 x 660 MW große Kraftwerk Prayagraj wird ein nasses REA-System auf Kalksteinbasis ausgewählt und befindet sich im Bau. Für unser 2×525 MW Maithon TPS haben wir ein kalksteinbasiertes REA-System ausgewählt und das Projekt befindet sich ebenfalls im Baustadium. Wir haben vom CERC eine grundsätzliche Genehmigung für Maithon Power Limited, Mundra Thermal Power Plant und Jojobera Unit 2 und 3 erhalten. Wir werden die tatsächlichen Kosten der REA-Projekte vorlegen, sobald diese abgeschlossen sind. Wir gehen davon aus, dass der geänderte Tarif nachträglich mitgeteilt wird.