Pictures of the Future   Herbst 2007

Vernetzte Power

Kraftwerke sind heute dynamische Anlagen, die sogar per Internet gesteuert werden. Siemens hat eines der leistungsfähigsten Leitsysteme auf dem Markt, das alle Funktionen bündelt und einfach zu bedienen ist – was letztlich zu höherer Effizienz und niedrigeren Betriebskosten führt.

46. Minute: Halbzeit im Länderspiel. Überall im Land werden Toilettenspülungen betätigt oder Kühlschränke geöffnet. Sofort steigt die Last im Stromnetz. Die Betreiber haben aber vorgesorgt und halten entsprechende Reserven in den Kraftwerken bereit.

Vor Ort muss eine solche Lastspitze sorgfältig vorbereitet werden: Transportbänder müssen mehr Kohle liefern, damit die Kessel mehr Dampf erzeugen und die Generatoren mehr Strom produzieren. Solche Sequenzen müssen unter Umständen auf die Sekunde genau abgefahren werden. "Ein Mensch würde das kaum schaffen", sagt Dr. Rainer Speh, CTO der Leittechnik bei Siemens Power Generation (PG). Ein hoch automatisiertes Leittechniksystem hingegen hat damit keine Schwierigkeiten.

Nahtlose Integration und Kommunikation innerhalb des Kraftwerks und nach außen sind unverzichtbar, gerade in der Energiebranche, wo von schnellen Entscheidungen Millionenumsätze abhängen können. Im Heizwerk Wien-Spittelau etwa, wo durch Müllverbrennung Fernwärme erzeugt wird, ist ein drahtloses Kommunikationssystem installiert, das es erlaubt, die Müllverbrennungsanlage wie auch eine Reihe anderer Anlagen aus einem zentralen Kontrollraum zu bedienen.

Eines der modernsten Leittechniksysteme ist das von PG entwickelte Siemens Power Plant Automation SPPA-T3000. Dieses System der so genannten vierten Generation bringt ein Kraftwerk zum Laufen und liefert einen Überblick über dessen Zustand. In einem 1000-MW-Block eines modernen Großkraftwerks etwa kontrolliert ein SPPA-T3000 ständig bis zu 100 000 Prozess-Ein-Ausgänge. "So erkennt der Kunde frühzeitig, wenn etwas nicht richtig läuft und kann gegensteuern", erklärt Speh. 30 dieser innovativen Systeme sind weltweit bereits im Einsatz, weitere 200 bestellt.

Ein großer Vorteil des neuen Leittechniksystems, an dem bis zu 150 Programmierer mitgearbeitet haben, ist die Architektur, die mit ihren drei Ebenen der Internet-Architektur vergleichbar ist. Die erste Ebene, die Datenebene, besteht aus einem über das ganze Kraftwerk verteilten Netz aus Sensoren und Aktoren. Eine Ebene höher, auf der Verarbeitungsebene, findet die eigentliche Steuerung des Kraftwerks statt: Hier werden Daten der Messfühler verarbeitet und Befehle an die Aktoren ausgegeben, die Pumpen, Motoren und Ventile steuern. Die Anlagendaten liegen auf einem integrierten Web-Server. Alle Nutzerdaten und Zugriffsrechte sind zentral verwaltet, jeder Nutzer erhält die für ihn relevanten Daten. Jegliche Interaktion mit dem Kraftwerksprozess findet auf der dritten Ebene, der Präsentationsebene, statt. Anders als bei anderen Systemen muss hier auf dem Anwender-Endgerät keine eigene Software mehr installiert sein. Die Mitarbeiter in der Leitwarte brauchen lediglich einen Webbrowser, um auf das System zuzugreifen.

Intuitive Navigation erleichtert die Bedienung. "Über Bearbeitungsmasken können wir Daten und Funktionen effizienter verarbeiten", sagt Frank-Peter Kirschning, Leiter des Rheinhafendampfkraftwerks in Karlsruhe. Das ist dann wichtig, wenn ein Fehler auftritt: Dann gilt es, die Störung schnell zu diagnostizieren und gezielt ihre Quelle zu orten. Das Leittechniksystem zeigt an, wo der Störfall aufgetreten ist. In dem Kraftwerk wurde kürzlich bei einer Modernisierung die neue SPPA-T3000-Leitsystemtechnik installiert. "Früher hatten wir hier viele Systeme, die über Schnittstellen verbunden waren. Das war eine häufige Fehlerquelle", erzählt Kirschning. "Das neue Leitsystem ist dagegen homogen und erheblich einfacher zu bedienen." Das ermögliche einen effizienteren und kostengünstigeren Betrieb. Zudem ist SPPA-T3000 als Plattform konzipiert, die mit weiteren Software-Modulen beliebig erweitert werden kann.

Siemens bietet Kunden mit langfristigen Service-Verträgen zudem eine Fernüberwachung an. Dazu werden Betriebsdaten etwa von Turbinen online in die Power Diagnostics Center nach Erlangen, Mülheim an der Ruhr oder Orlando, Florida, geschickt (siehe Pictures of the Future, Herbst 2004,  Der Gluthitze trotzen und Frühjahr 2005,  Kraftwerke via Internet warten). Die dafür nötige Software entwickelte Dr. Hans-Gerd Brummel von PG zusammen mit dem Team um Dr. Claus Neubauer, Projektmanager beim Intelligent Vision & Reasoning Department von Siemens Corporate Research (SCR) in Princeton, New Jersey. Das Diagnose-Werkzeug PowerMonitor kann verborgene Schäden in allen wichtigen Komponenten von Gasturbinen früh erkennen, indem es ständig hunderte Sensoren auswertet.

Extreme Belastungen. Das Innere einer Gasturbine ist kein lauschiges Plätzchen: 1 500 °C heißes Abgas schießt mit mehr als 15 bar Druck aus der Brennkammer und versetzt die Turbinen in Rotation, bis zu 3 600-mal in der Minute. Bei diesen thermischen Belastungen können Risse und Brüche auftreten oder im Extremfall sogar Metallteile abbrechen. Geraten sie in die Turbine, können sie großen Schaden anrichten und die Anlage wochenlang lahmlegen.

"Stellt man aber einen Riss frühzeitig fest, kann man die Turbine in einer Ruhephase öffnen und das schadhafte Teil austauschen. Das geht bei guter Vorbereitung in zwei Tagen", sagt Brummel, Forschungs- und Entwicklungsmanager bei Power Diagnostics. Daher überwachen etwa 500 Messfühler ständig die Turbine. Die Daten wertet der PowerMonitor aus. Dazu wird die selbst lernende Software zunächst auf eine Turbine angelernt. Während dieser Trainingsphase errechnet der PowerMonitor für alle Sensoren bestimmte Erwartungswerte. Mit denen vergleicht er die aktuellen Messwerte und meldet Unregelmäßigkeiten. "Früher traf so ein Störfall den Betreiber völlig überraschend", erzählt Brummel.

Das kann heute nicht mehr passieren: Dank der Ferndiagnose lässt sich ziemlich genau feststellen, wo in der Turbine sich ein Störfall anbahnt. 260 Gasturbinen auf der ganzen Welt werden derzeit von Siemens überwacht. Doch die Kraftwerks-Diagnostiker erkennen nicht nur Fehler. Der PG-Kraftwerksservice ist in enger Zusammenarbeit mit Power Diagnostics auch bei Wartungsarbeiten aktiv, etwa beim Wuchten der Anlage. Das ist nötig, wenn die Gasturbine nach Austausch von Schaufeln wieder angefahren wird. Bisher musste dazu ein Schwingungsspezialist ins Kraftwerk fahren. Heute wird diese Analyse online aus der Ferne gemacht. Das Personal vor Ort muss nur noch Gewichte zum Ausbalancieren auf der Welle anbringen.

Auch bei der verteilten Stromerzeugung ist Kommunikation ein wichtiges Werkzeug, etwa wenn eine Windkraftanlage, eine Deponiegasanlage und ein Geothermiekraftwerk zu einem virtuellen Kraftwerk verbunden werden, das durch einen solchen Verbund besonders wirtschaftlich, verlässlich und Ressourcen sparend Energie liefern kann (siehe Pictures of the Future, Frühjahr 2002,  Das virtuelle Kraftwerk). Die Steuerung übernimmt etwa das Dezentrale Energiemanagementsystem (DEMS) von Siemens.

Zunächst wird der Einsatz der Anlage genau geplant: Welche Last muss das virtuelle Kraftwerk abdecken? Dazu wird der Tag in ein Viertelstundenraster zerlegt und für die einzelnen Zeitpunkte jeweils Lastwerte errechnet. Berücksichtigt werden außerdem bekannte Spitzenlastzeiten und aktuelle Wetterdaten, von denen Erzeuger wie Photovoltaikanlagen oder Windräder abhängen. Alles Weitere geschieht automatisch: Das DEMS wird mit den Daten gefüttert und errechnet daraus den Fahrplan des dezentralen Kraftwerks. Die Steuerung läuft vollautomatisch, die Einsatzbefehle an die Erzeugungsanlagen übermittelt DEMS über Datenleitungen oder per Mobilfunk. Viele Daten werden ohnehin nicht übertragen, denn anders als das SPPA-T3000-System schaut dieses Leitsystem nicht so tief in die einzelnen Anlagen hinein. "Beim virtuellen Kraftwerk geht es weniger darum, die einzelne Anlage, sondern mehr darum, den Kraftwerksverbund optimal zu fahren", erklärt Dr. Thomas Werner, Produktmanager DEMS bei Siemens Power Transmission and Distribution (PTD).

Derzeit können nur größere Anlagen wirtschaftlich in ein virtuelles Kraftwerk eingebunden werden. Gerade hat PTD zusammen mit dem Energieversorger RWE ein neues Modell für die technische und wirtschaftliche Organisation virtueller Kraftwerke entwickelt. Das Konzept sieht vor, auch Anlagen, die nicht dem Betreiber gehören, in einen solchen Verbund zu integrieren. Wenn es erst einmal einen einheitlichen Kommunikationsstandard gibt, werden auch Eigenheimbesitzer den Strom aus ihren Anlagen in ein virtuelles Kraftwerk einspeisen. Davon ist Reinhard Remberg vom strategischen Marketing von PTD überzeugt: "Das ist unsere Vision, unser Picture of the Future. Daran arbeiten wir."
                                                                                                                   Werner Pluta