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Letzte Änderung: 02.03.2011
In Deutschland gibt es ca. 600 Großfeuerungsanlagen (GFA). Ein großer Teil davon befindet sich in den Kraftwerken der öffentlichen Versorgung und der Industrie. Daneben gibt es GFA zur Wärmeversorgung von Industrie, Gewerbe und Haushalten. Der enorme Bedarf an Strom und Wärme in Deutschland erfordert den Einsatz großer Mengen fossiler Energieträger, wie Kohle und Gas.
Aufgabe des UBA ist es, Strategien und Maßnahmen zur Senkung der damit verbundenen Umwelt- und Klimabelastungen auszuarbeiten und diese im Zuge der fachlichen Beratung an die Politik heranzutragen. Sie umfassen thematisch die Emissionen in die Luft und Maßnahmen zu deren Minderung, den Wasserverbrauch der GFA und deren Abwasserreinigung sowie die in den GFA anfallenden Abfälle und Nebenprodukte sowie umweltverträgliche Verfahren zu deren Verwertung. In allen genannten Bereichen betrachtet das UBA auch den sparsamen Energie- und Brennstoffeinsatz.
Der Begriff der GFA umfasst alle Feuerungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung (FWL) von 50 Megawatt (MW) oder mehr, in denen Brennstoffe fossiler Herkunft - vor allem Braun- und Steinkohle sowie Erdgas - oder Brennstoffe biogener Herkunft, wie z.B. Holz, eingesetzt werden.
Die GFA dienen überwiegend der Stromerzeugung in Wärmekraftwerken. Dort übertragen sie die Brennstoffenergie auf den Dampfkraftprozess zum Antrieb von Turbinen zwecks Umwandlung in elektrische Energie. Erfolgt die Auslegung des Dampfkraftprozesses so, dass die Anlage neben Strom auch nutzbare Wärme bereitstellen kann, spricht man von einer Anlage mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Daneben gibt es GFA zur reinen Wärmebereitstellung. Dies können Heizwerke zur Bereitstellung von Dampf, Heißwasser oder Warmwasser sein; ferner auch Anlagen zur Wärmeübertragung an andere Stoffe, wie z.B. Thermalöl oder Unterfeuerungen in Raffinerien.
Die hohe Umweltrelevanz der GFA resultiert aus den mit ihrem Betrieb verbundenen gewaltigen Stoff- und Energieströmen. Mehr als 58% der Stromerzeugung in Deutschland im Jahre 2005 stammt aus Steinkohle-, Braunkohle- und Erdgaskraftwerken. 2005 lag der gesamte Steinkohleverbrauch bei 63 Mio. t Steinkohleeinheiten – SKE. Die Braunkohlefördermenge lag im selben Jahr bei 177 Mio. t. Entsprechend dem Aschegehalt der Brennstoffe fallen bei ihrem Einsatz in GFA große Mengen Flug- und Kesselasche, Schmelzkammergranulat und weitere Rückstände an (in Steinkohle-GFA insgesamt ca. 7,7 Mio. t, in Braunkohle-GFA ca. 10,7 Mio. t, Angaben jeweils für 2005).
Wärmekraftwerke sind überdies die größten Wasserverbraucher. Alle zusammen - also einschließlich der Kernkraftwerke - benötigten im Jahre 2005 ca. 22,5 Mrd. m3 Wasser; auf die fossil-gefeuerten Kraftwerke entfallen schätzungsweise 60% davon. Hinzu kommen weitere Roh- Hilfs- und Betriebsstoffe, wie etwa Einsatzstoffe für die Abgasreinigung, darunter alleine jährlich ca. 4 Mio. t Kalkstein für die Rauchgasentschwefelungseinrichtungen (REA) der Stein- und Braunkohlekraftwerke. Die Menge des von diesen Anlagen erzeugten Gipses beläuft sich im Jahre 2005 auf 7,64 Mio. t.
Hierzu gehören insbesondere die Emissionen in die Luft, darunter klimawirksame, versauernde und eutrophierende Luftschadstoffe, wie Kohlendioxid (CO2), Schwefel- und Stickstoffoxide (SO2 und NOx) sowie Staub inkl. Feinstaub und Schwermetalle. Maßnahmen zur Minderung von Emissionen haben seit den 80-er Jahren des 20. Jahrhunderts maßgeblich zur Verbesserung der Luftqualität in Deutschland beigetragen.
So konnten die GFA ihre Staub- und SO2-Emissionen um ca. 90% und ihre NOx-Emissionen um ca. 70% mindern. Dennoch haben diese Anlagen auch heute noch einen maßgeblichen Anteil an den nationalen Gesamtemissionen. So trugen sie im Jahre 2005 zu über 50% zu den SO2-Emissionen bei (NOx: 17%, Gesamtstaub 4%). Noch bedeutender sind die CO2-Emissionen. Sie stammen zu über 50% aus GFA.
Der hohe Kühlwasserbedarf von Wärmekraftwerken kann die Gewässer insbesondere thermisch belasten. Die Einhaltung von vorgeschriebenen Obergrenzen der Aufheizung kann im Extremfall ein Herunterfahren des Kraftwerks erzwingen, wie es z.B. im heißen Sommer 2003 mehrfach geschehen ist. Abwässer aus den Wasseraufbereitungsanlagen, den Kühlkreisläufen und den Abgasreinigungseinrichtungen sind vor der Einleitung in die Gewässer zu reinigen.
Die in den GFA anfallenden Rückstände sind rechtlich in der Regel als Abfall eingestuft. Dieser Abfall ist in erster Linie umweltverträglich zu verwerten. Rückstände aus dem Sprühabsorptionsverfahren können z.B. bei Einhaltung vorgeschriebener Anforderungen als Dünger in der Land- und Forstwirtschaft eingesetzt werden. Flugaschen aus Braunkohlekraftwerken werden in der Regel beseitigt, z.B. zur Verfüllung in Tagebauen.
Gips aus der nassen Kalksteinwäsche („REA-Gips”) fällt in hochreiner Form an - in der Regel reiner als Naturgips - und kann daher als Nebenprodukt des Kraftwerksprozesses, also der Erzeugung von elektrischer Energie angesehen werden. Der Gips wird in der gipsverarbeitenden Industrie u.a. zur Herstellung von Gipskartonplatten verwendet. Ebenso kann Steinkohlenflugasche als Nebenprodukt angesehen werden.
Das UBA sieht es Aufgabe an, an der kontinuierlichen Fortentwicklung des Standes der Technik in GFA mitzuwirken und damit zur Emissionsbegrenzung und zum sparsamen Brennstoff- und Ressourceneinsatz beizutragen. Errichtung und Betrieb von GFA können auf diese Weise langfristig und zunehmend den Kriterien einer nachhaltigen Produktion - hier der Bereitstellung von Strom und Wärme - entsprechen.
GFA sind nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) genehmigungsbedürftig. Emissionsbegrenzende und weitere Anforderungen sind in der Verordnung über Großfeuerungs- und Gasturbinenanlagen - 13. BImSchV, fixiert, die im Jahre 2004 novelliert worden ist (letzte Änderung durch Artikel 1 der Verordnung vom 27. Januar 2009 (BGBl. I, Nr. 5, S. 129)
Die abfallrechtlichen Anforderungen an GFA basieren auf dem Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz (KrW/AbfG) Abwasserrechtliche Anforderungen fußen auf dem Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts und sind konkretisiert in der Abwasserverordnung; ihr Anhang 31 regelt die Wasseraufbereitung, Kühlsysteme und Dampferzeugung, ihr Anhang 47 die Wäsche von Rauchgasen aus Feuerungsanlagen.
Bisher haben GFA ihre CO2-Emissionen lediglich spezifisch senken können. So benötigt ein neues Stein- oder Braunkohlekraftwerk infolge seines höheren thermischen Wirkungsgrades für die Erzeugung von 1 Kilowattstunde elektrischer Energie etwa 25% weniger Energie als eine vergleichbare Altanlage. Die spezifische CO2-Emission sinkt entsprechend. Dennoch bleiben die GFA auch nach Abschluss der derzeit stattfindenden Kraftwerkserneuerung die Anlagengruppe mit den größten CO2-Emissionen.
Eine dem Rückgang der SO2-Emissionen vergleichbare Entwicklung beim CO2 ist nach derzeitigem Kenntnisstand nur durch den weitgehenden Verzicht auf den Einsatz fossiler Brennstoffe oder durch eine CO2-Abscheidung an der Anlage und einem anschließenden Transport zu geeigneten Speichern („Carbon Capture and Storage”, CCS) möglich.
Beide Optionen sind nicht kurzfristig verfügbar, sondern erfordern erheblichen Forschungsbedarf und massive Investitionen. Der Einsatz von biogenen Brennstoffen - deren CO2-Emissionen gelten als weitgehend klimaneutral - in GFA über den derzeitigen Umfang hinaus hängt maßgeblich vom verfügbaren Biomasse-Potenzial in Deutschland aber auch im räumlichen Umfeld der einzelnen Anlage ab. Für CCS-Kraftwerke werden derzeit Techniken und Verfahren entwickelt und erprobt. Sie werden voraussichtlich ab 2020 kommerziell verfügbar sein. Erste Pilotanlagen sind bereits in Betrieb und erste Demonstrationsanlagen in Planung. In ihnen werden weiterhin große Mengen an CO2 anfallen. Der größte Teil davon wird jedoch nicht in die Luft emittiert, sondern soll kontrolliert und mit hohem Reinheitsgrad abgeschieden werden. Hierzu werden verschiedene Verfahren entwickelt und erprobt. Das abgeschiedene CO2 soll anschließend unter hohem Druck und in verflüssigter Form zu einer dauerhaften Ablagerungsstätte abtransportiert werden.
Einen guten Überblick hierzu liefert der Abschlussbericht des Forschungsvorhabens „Verfahren zur CO2-Abscheidung und -Speicherung” aus dem Jahre 2006 sowie das UBA-Positionspapier „Technische Abscheidung und Speicherung von CO2 - nur eine Übergangslösung” aus dem selben Jahr.
Es ist derzeit wenig bekannt über die Umweltauswirkungen der verschiedenen Techniken zur CO2-Abscheidung im Kraftwerk. Hier sieht das UBA ein wesentliches Tätigkeitsgebiet für die kommenden Jahre. Dies gilt für die Verfahren, die derzeit für die Nachrüstung von neuen oder bestehenden GFA entwickelt werden (nachgeschaltete CO2-Abscheidung), besonders aber für die in Entwicklung befindlichen neuen Kraftwerksprozesse mit integrierter CO2-Abscheidung. Dazu gehören die Verbrennung mit reinem Sauerstoff oder mit Sauerstoff angereicherter Luft („Oxyfuel”-Technik) sowie Verfahren mit integrierter Vergasung der Kohle bzw. des Brennstoffs. Mit diesen Arbeiten wird das UBA fachliche Grundlagen für die immissionsschutzrechtliche Genehmigung von CCS-Kraftwerken entwickeln.