Fit für Veränderung

Turbinen-Retrofit

Die Energiewende hat die Marktbedingungen und die Anforderungen auch an den bestehenden fossilen Kraftwerkspark in Deutschland stark verändert. Mehr Flexibilität ist gefragt.

28. August 2014

Die erzeugten Megawattstunden nehmen ab, die geforderten Lastgradienten werden deutlich steiler«, zählt Bernd Rainer Müller, Verkaufsleiter im Dampfturbinenservice von Alstom, einige Veränderungen auf. Schnelles An- und Abfahren, häufige Lastwechsel und steilere Lastgradienten gehen aber zu Lasten der Turbinen-Lebensdauer. Die Absenkung auf Minimallast führt zu Erosion, Ventilation und zu Ventilschwingungen.

Gegen die Ventilschwingungen hilft ein Umbauen des Abfangventils, so Müller. Damit kann das Ventil wieder in den üblichen Revisionszyklus eingebracht werden bei uneingeschränkter Drosselfähigkeit für den Niedriglastbetrieb. Bei Erosion können unter anderem Erosionsschutzringe eine Gegenmaßnahme sein.

Teillast und Stillstände

Gegen Ventilationsprobleme lässt sich nicht viel tun. »Man kann nur den Effekt der Ventilation, das heißt einen unerwünschten Temperaturanstieg, bekämpfen«, ergänzt Rolf Hestermann, Vertriebsleiter Retrofit. Letztlich schaffe nur eine Änderung des Betriebspunktes hier Abhilfe.

Teillastbetrieb und Stillstände gehen zu Lasten der Wirtschaftlichkeit. Durch Retrofit lassen sich die Flexibilität der Anlage und die Wirtschaftlichkeit wieder verbessern. Etwa indem man die Hochdruck-Turbine auf einen neuen optimalen Betriebspunkt auslegt, oder die Schluckfähigkeit der Mitteldruck-Turbine reduziert, so Müller.

Derzeit ist der Kraftwerksbetrieb meist nicht mehr rentabel. So plant etwa RWE weitere Kraftwerke stillzulegen. Eines davon soll, wenn sich die Marktbedingungen nicht ändern, 2017 vom Netz. Dann stünden umfangreiche Revisionen an, diese Invests seien nicht mehr vertretbar.

Die Frage Retrofit oder Abschalten stellt sich hier wohl nicht mehr. »Letztlich geht es um die Beantwortung der Frage, was sich durch eine Retrofitmaßnahme ändern wird und welchen Vorteil diese Maßnahme für den wirtschaftlichen Betrieb der Anlage hat«, so Hestermann.

Dies könne viele Facetten haben, wie: Merit-Order wird die Anlage durch den gesteigerten Wirkungsgrad häufiger angefordert werden? Welche Einsparungen kann ich durch die Verbesserung realisieren? Kann ich gewinnbringend mehr Last verkaufen bei gleichbleibendem Brennstoffeinsatz? Wieviel schneller kann ich die Anlage künftig ans Netz bringen? Oder in Minimallast fahren, um Brennstoff zu sparen? Kann ich künftig (mehr) Regelleistung verkaufen ?

»Eine einigermaßen genaue Vorhersage über die Entwicklung der oben genannten Einflussfaktoren ist aber fast nicht möglich. Somit ist auch eine verantwortungsvolle Investitionsentscheidung äußerst schwierig«, so Hestermann zur Situation 2014.

2012 – zu einer Zeit, in der die Rentabilität der Kohlekraftwerke noch nicht so in Frage stand – entschied man sich im Steinkohlekraftwerk Rostock für ein Retrofit der beiden Niederdruck-Turbinen (ND). Beginn der Arbeiten: August 2013. Zeitgleich führte der Betreiber turnusmäßige Revisionsmaßnahmen durch. Rund 20 Millionen Euro investierte die Betreibergesellschaft KNG insgesamt, um das 1994 in Betrieb gegangene Werk für die nächsten Jahre fit zu machen.

Denn nachdem 2009 Risse unter anderem am Läufer der ND-Turbine ausgebessert wurden, ergab sich nach Berechnungen von Alstom »von jetzt an noch 402 Starts bis zu den nächsten Rissen«, erläutert Kraftwerksleiter Axel Becker von der KNG.

Wende damals und heute

2010 waren davon 90 Starts herunter. 2011 wäre der Trend klar erkennbar gewesen, dass mit der Energiewende wieder mehr Starts und Stopps des 500-MW-Mittellastblocks anstehen würden.

Wieso wieder? Schon in den 90er-Jahren gab es Fälle, etwa 1998, wo das Kraftwerk mehr als 200-mal pro Jahr an- und abgefahren ist. In dem damals abgeschotteten Versorgungsgebiet der Veag bestanden extreme Differenzen zwischen Tagspitze und Nachtsenke, auch aufgrund der starken Deindustrialisierung, erzählt Becker. Ab 2003 verbesserte sich das durch die Liberalisierung.

Nachdem der Trend sich durch die Energiewende wieder änderte, war die Frage: letztmalige Reparatur oder gleich Retrofit. Die Gesellschafter EnBW und Rheinenergie entschieden sich für Retrofit. Wesentlich kürzere Stillstandszeiten, hebt Becker als einen der Gründe hervor. Ein höherer Wirkungsgrad war ein weiterer Punkt. Man bekommt zudem »eine Anlage, die von den Auslegungen her auch den neuesten Anforderungen gerecht wird«.

Die neue Turbine hat eine Schaufelreihe mehr, der Austrittsquerschnitt hat sich vergrößert, erläutert Becker einige Unterschiede. Die Kraftwerksleistung konnte von 551MW (gemessen 08/2013) auf 558MW gesteigert werden, bei unveränderter Kesselleistung. »Kupplungen zu den anderen Teilen der Turbine und zum Generator mussten nicht verändert werden.« Auch das alte Gehäuse blieb.

Nun geht es ans Optimieren des Zusammenspiels von Turbine und Kessel. Weiteres Ziel: Eine Mindestlastabsenkung deutlich unter 250MW.

Erschienen in Ausgabe: 02/2014