SIEMENS

Wer einmal bei einem Formel-1-Rennen zugesehen hat, weiß, was Optimierung ist. Heerscharen von Mechanikern stehen in den Boxen und warten nur darauf, hier noch eine Schraube anzuziehen oder dort ein Rad auszuwechseln. Nichts wird unversucht gelassen, um ein paar Stundenkilometer schneller zu werden oder um eine bessere Bodenhaftung aus dem Fahrzeug herauszukitzeln.

Auch ein Kraftwerk ist eine Maschine. Selbst wenn es sich nicht bewegt, so wird es immerhin gefahren. Das kann im Volllastbetrieb sein, bei maximaler Leistung, so wie Felipe Massa seinen Ferrari über eine geradlinige Strecke auf dem Nürburgring jagt. Das sind die Zeiten, in denen das Kraftwerk besonders viel Energie – in der Regel in Form von Strom – produziert. Es gibt aber auch Zeiten, in denen weniger Strom ins Netz eingespeist werden muss, das Kraftwerk wird bei Teillast gefahren.

Allerdings – und das ist der Unterschied zu einem Rennauto – versuchte man bisher, ein Kraftwerk relativ gleichmäßig zu betreiben. Denn die Turbine, die Gas verbrennt oder der Kessel, der mit Kohle befeuert wird, lassen sich nicht wie ein Automotor innerhalb von Sekunden auf Touren bringen. Es dauert – je nach Kraftwerkstyp – zwischen zehn Minuten und mehreren Stunden, bis die Anlage ihre maximale Leistungsfähigkeit erreicht hat.

Doch die Stromversorger brauchen in ihrem Maschinenpark immer häufiger Rennfahrzeuge. Je mehr regenerative Energiequellen ans Netz gehen, umso stärker schwankt die Stromproduktion: Denn die Sonne scheint nur tagsüber und der Wind bläst abhängig von der Witterung. Deshalb speisen Solarparks und Windräder in der Regel den Strom immer nur stundenweise ins Netz – Zeiten der Flaute müssen mit konventionellen Grundlastkraftwerken überbrückt werden. Das aber heißt, dass diese flexibler als bisher arbeiten müssen, um die Lastschwankungen auszugleichen und Blackouts zu vermeiden.

Gerade älteren Anlagen machen die schnellen Lastwechsel zu schaffen. Der Trend zum grünen Strom macht es daher notwendig, dass viele Grundlastkraftwerke optimiert werden. Es gibt aber noch einen anderen, ebenso wichtigen Grund, Turbinen, Kessel und Generatoren zu verbessern. Brennstoffe wie Gas und Öl werden langfristig teurer und die Betreiber sind daher an möglichst effizienten Kraftwerken mit einem hohen Wirkungsgrad interessiert. Und je effizienter eine Anlage arbeitet, umso weniger Kohlendioxid bläst sie auch für jede produzierte Kilowattstunde in die Atmosphäre.

Das Optimum herauskitzeln. Aus Klimaschutzgründen und weil viele der Kraftwerke vor drei, vier Jahrzehnten gebaut worden sind und deshalb in die Jahre kommen, muss beispielsweise ein Viertel der in Deutschland installierten Leistung von 130 GW erneuert werden, schätzt der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft. Das wird dem Verband zufolge bis 2020 Investitionen von 40 Mrd. € erfordern. Weltweit muss nach Berechnungen der Internationalen Energie Agentur bis 2030 die gigantische Summe von 16 Bill. $ für die Erweiterung und Modernisierung der Energieinfrastruktur investiert werden – 10 Bill. $ entfallen dabei auf die Stromversorgung.

Die Modernisierung und Optimierung von Kraftwerken ist ein wichtiger Geschäftszweig bei Siemens Energy. In der Abteilung Lifetime-Management in Mülheim an der Ruhr arbeiten Ralf Hendricks und sein Team daran, aus gemächlichen Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD), die bei Grundlast betrieben werden, so etwas wie Rennautos zu machen. Für einen Kunden in Großbritannien haben sie kürzlich ein GuDKraftwerk verbessert – ganz ohne Austausch von Komponenten. Dazu wurde zunächst bei einer Anlagenbegehung der Ist-Zustand aufgenommen, um ein optimales Paket an Maßnahmen zusammenzustellen und dem Kunden maßgeschneidert anbieten zu können. Anschließend reiste ein Team von Experten aus Mülheim und Erlangen nach England und optimierte drei Tage lang alle Parameter der 400-MW-Anlage: Sie modifizierten beispielsweise die Dampf- und Gasturbinenlastrampen und passten die Druckraten an den Kessel an.

Durch das Justieren dieser Parameter wurde das Betriebsleitsystem so optimiert, dass der Volllastbetrieb jetzt möglichst rasch erreicht werden kann. "Mit Hilfe einer optimierten Steuerung und Regelung kitzeln wir das Optimum heraus", beschreibt Ralf Hendricks die Vorgehensweise. Er und sein Team haben es geschafft, die Anfahrzeit nach einem zehnstündigen Stillstand, die normalerweise zwei Stunden beträgt, auf 60 Minuten zu reduzieren. Das heißt: Von der Zündung der Gasturbine bis zur Volllast des Kraftwerkes vergeht nur eine Stunde – ganz ohne neue Hardware. Schon nach der Hälfte der ursprünglichen Anfahrzeit läuft das Kraftwerk auf Volllast und speist die Gesamtleistung von 400 MW ins Netz.

Die Optimierung zahlt sich aus. Der Betreiber hat meist nach ein bis zwei Jahren die Kosten für das Upgrade wieder eingespielt. Aber nicht nur beim Anfahren eines GuD-Kraftwerks lassen sich Kosten sparen. Mit Hilfe der Technik des Forced Cooling kann die Abkühlzeit der Dampfturbine verringert werden. Der Trick besteht darin, die Dampfturbine aktiv zu kühlen, indem man Luft aus dem Maschinenhaus ansaugt. "Statt die heiße Dampfturbine 160 Stunden abkühlen zu lassen, bevor man die Anlage abschaltet, sind es nun nur noch 60 Stunden", sagt Ralf Hendricks. Das ist eine Zeitersparnis von vier Tagen. Der Betreiber kann also vier Tage früher als bisher mit seiner Revision beginnen. Energieversorger können durch diese Technik bei jeder Überholung Millionen von Euro einsparen und das bei nur geringen Investitionskosten.