Thermische KraftwerkeDie thermischen Kraftwerke der Versorgungsunternehmen sollen vorrangig Elektroenergie mit einem möglichst hohen Wirkungsgrad erzeugen.
Dabei kann ein Kraftwerk mit höherem Wirkungsgrad bei annähernd gleichem Invest und identischen Brennstoffkosten mehr Strom erzeugen und so die Stromgestehungskosten niedriger halten. Der spezifische CO2-Ausstoss pro erzeugtem MW wird reduziert. Kommerziell verbessert sich die Rentabilität der Anlage. Der erzielbare Erlös sollte höher als die Gestehungskosten sein.
In Fossil gefeuerten Kraftwerken werden hier verschiedene Verbesserungen, wie z. B. höhere Dampfeintrittsparameter in die Turbine, mehrfache Zwischenüberhitzung, optimierte Schaufelgeometrien der Turbine, verbesserte Regeleinrichtungen der Turbine, Optimierung des Kondensatordrucks, Vorbehandlung des Brennstoffs, etc., umgesetzt.
Im Rahmen von Retrofit-Maßnahmen wurden in den letzten Jahren an bestehenden Kraftwerken deutliche Verbesserungen des Wirkungsgrades bei gleichzeitiger Reduktion des Brennstoffeinsatzes, Erhöhung der Flexibilität, Reduktion der Betriebs- und Wartungskosten, etc., umgesetzt. Die Turbinen wurden an die geänderten, aktuellen Betriebsbedingungen angepasst.
Durch verbesserte Fertigungsmaßnahmen konnten die Eigenschaften der Turbine, wie z. B. das Schwingungsverhalten, etc., verbessert werden. Bereit entstandene Schäden und Schwachstellen wurden beseitigt. Der Einsatz von computeroptimierten Schaufelgeometrien und Ein- bzw. Auslaufkanäle, Verbesserung der Wasserabführung in der ND-Stufe für eine tiefere Entspannung, etc., führte zu einer weiteren Steigerung des Wirkungsgrades. Gleichzeitig wird die Verfügbarkeit der Turbine erhöht. Durch diese Maßnahmen konnte die Leistung eines 500 MWel-Kraftwerkes bei gleichem Brennstoffeinsatz um ca. 40 MW gesteigert werden [16].
Die Anzahl der Volllastbenutzungsstunden, die berechneten Abschreibungsdauer, der zugrunde gelegten Zinssatz für die Investition, Personal- und Betriebskosten, etc. haben einen maßgeblichen Einfluss auf die Rentabilität einer Anlage. Der Zusammenhang ist beispielhaft für ein braunkohlegefeuertes Großkraftwerk mit einer spezifischen Investition von
Abbildung 6-3 Stromgestehungskosten in Abhängigkeit der Volllastbenutzungsstunden und unterschiedlichen Abschreibungsdauern [nach 17]
Bei Ausfall der Turbine fallen der Erlös und die Grundlage des Betriebes aus. Die Kosten für die Abschreibung und das Personal bleiben in der Regel bestehen. Ein Weiterbetrieb ist in der Regel nicht möglich bzw. erwünscht. Die freiwerdende Wärmemenge müsste zum Aufrechterhalten des Wasser-Dampf-Kreislaufs über den Kondensator umgewandelt werden. Eine Ausnahme würde die gleichzeitige Erzeugung von Elektroenergie und Prozesswärme darstellen, wenn die Erzeugung von Elektroenergie nur den Überschuss an Dampf umsetzt.
Oberstes Ziel ist ansonsten ein sicherer Anlagenbetrieb und die Erzeugung von Elektroenergie.
Bei einem Biomasseheizkraftwerk, welches zur Versorgung eines Chemieunternehmens mit Prozessdampf dient und bei dem der Überschussdampf verstromt wird, kam es auf Grund eines deutlich zu hohen SiO2-Wertes zu Belägen in der Turbine. Die ursprüngliche Erzeugung von ca. 11 MW reduzierte sich innerhalb eines Jahres um ca. 10%. Gleichzeitig erhöhte sich der Lagertemperatur, so dass auch diese Leistung der Turbine nicht mehr abgerufen werden konnte. Damit war der Betrieb der Dampfturbine dauerhaft nicht mehr vertretbar.
Die Turbine wurde ausgebaut und ins Werk zur Überholung gebracht. Die Anhaftungen wurden mit Glaskugeln abgestrahlt. Die Dampfturbine stand über einen Zeitraum von ca. 6 Monate nicht zur Verfügung. Das Biomassekraftwerk lief mit verminderter Leistung weiter.
Alternativ hätte die Turbine im eingebauten Zustand mit Zitronensäure gebeizt werden können. zum Vortrag |
