Clevere Kombi: Gas und Kohle

Technik

Kraftwerke - »Kombiniere …«, sagt Roman-Detektiv Sherlock Holmes immer dann, wenn er knifflige Morde aufdeckt. Detektivische Kombinationskraft ist auch beim künftigen Energiemix gefragt: Clevere Lösungen des Maschinen- und Anlagenbaus sollen auch künftig die Stromversorgung sichern selbst bei Windstille und bedecktem Himmel.

01. Oktober 2012

Noch nie hat sich ein Industrieland einen solchen grundlegenden Umbau der Energieversorgung vorgenommen«, sagt Doktor Karl Tragl, Vorstandsvorsitzender der Bosch Rexroth AG. »Neben der Energiewirtschaft spielt der Maschinen- und Anlagenbau dabei eine Schlüsselrolle.«

Um die Schwankungen der erneuerbaren Energien Wind und Sonne auszugleichen, sind seiner Ansicht nach »auf absehbare Zeit auch konventionelle Kraftwerke« gefragt. Einer der Spezialisten auf diesem Gebiet ist Hitachi Power Europe (HPE): Revitalisierung heißt dort das aktuelle Zauberwort für Deutschland. Die Liste der Möglichkeiten ist lang: Sie reicht vom Umbau, indirekter Befeuerung bis hin zur Hybridlösung. Mit allen diesen Maßnahmen entstehen laut dem Unternehmen äußerst flexibel arbeitende Kraftwerke, die selbst eine stark schwankende Energieerzeugung etwa durch Windenergie- und Solaranlagen sicher und schnell ausgleichen.

Zu den Verfahren mit großer Zukunft rechnet HPE das Repowering: Bei der Hybridlösung wird eine kohlebefeuerte Anlage mit einer Gasturbine kombiniert, die vor den Dampfprozess geschaltet wird. Das entstehende Rauchgas wird in die Vorwärmstrecke des Dampfprozesses eingespeist. Solche revitalisierten Kraftwerke sind laut Technik-Geschäftsführer Wolfgang Schreier »ideale Partner der Energiewende« und könnten die Zeit überbrücken, bis hinreichend wirtschaftliche Speichertechnologien für die schwankende Erzeugung der Erneuerbaren zur Verfügung stehen.

Revitalisierung von Kohlekraftwerken

Das Geheimnis besteht im cleveren Zusammenwirken von Turbine und Kohlebefeuerung: Die Gasturbine übernimmt beim Anfahren die Stromerzeugung und wärmt mit Hilfe des dabei entstehenden Rauchgases den Dampfprozess vor, bis dieser in die Stromerzeugung einsteigt. Repowering erlaubt häufigeres An- und Abfahren und erhöht den Wirkungsgrad auf bis zu 49%. Sonst übliche Wirkungsgrade älterer Anlagen liegen bei unter 40%. »Diese Hybridlösungen arbeiten deutlich flexibler als klassische Gas- und Dampf-Kraftwerke«, erklärt Schreier.

»Wenn das Ganze mit Fernwärme gekoppelt wird, lässt sich der Wirkungsgrad sogar noch weiter steigern.« Für das Revitalisieren spricht auch, dass sich die Kraftwerke leichter an den aktuellen Energiebedarf anpassen lassen. Die Rede ist vom sogenannten technologischen Minimum: Es gibt den Teillastbereich – also den prozentualen Anteil an der Maximalleistung – an, in dem sich ein Kraftwerk noch wirtschaftlich und umweltverträglich betreiben lässt. »Ein typisches Gaskraftwerk ist auf etwa 40 bis 50 Prozent limitiert«, rechnet der Manager vor. »Mit unserer Revitalisierung lassen sich Anlagen noch mit zehn bis 20 Prozent der Maximalleistung wirtschaftlich fahren.«

Auf die Kombination mit der entsprechenden Regelstrategie setzt Rexroth: In Kooperation mit einem Betreiber hat das Unternehmen neue Antriebslösungen für die Dampfumleitung der Turbinen entwickelt. Durch die präzise Regelung können die Kraftwerke häufiger, schneller und materialschonender die Leistung regulieren. Mit den feinfühligen Antrieben können die Betreiber darüber hinaus noch dichter an der maximal möglichen Betriebstemperatur fahren: Pro 2°C höherer Dampfturbineneintrittstemperatur steigt der Wirkungsgrad bei geringen Zusatzkosten um 0,1%.

Flexible Gasmotoren

Auf die neue Situation auf dem deutschen Energiemarkt hat sich auch die MAN Diesel & Turbo eingestellt, deren Gasturbinen oder -motoren in dezentralen Anlagen zum Einsatz kommen, die sich durch ihre Fähigkeit zum schnellen Starten und zur flexiblen Energieerzeugung auszeichnen. Zu den Highlights zählen laut dem Hersteller die neue 6-MW-Gasturbine und der 10-MW-Gasmotor.

»Derartige Antriebe können in weniger als zehn Minuten auf Volllast hochfahren«, sagt Carsten Dommermuth, Head of Sales Support in der Business Unit Power Plants. »Ein Kohlekraftwerk braucht dagegen zwei bis drei Stunden bei entsprechender Vorwärmung. Aber auch hier gibt es ein Problem: Die Vergütung für schnellstartende Anlagen – also die sogenannte Minuten-Reserve – ist in Deutschland derzeit einfach zu gering.« Doch er geht davon aus, dass sich der Betrieb künftig lohnen wird.

Auf Kombi-Lösungen setzt auch MAN bei Kohlekraftwerken. So ließen sich diese mit großen Gasmotoren zu ›topping solutions‹ kombinieren, um sie flexibler und schneller zu machen. »Wir führen neuerdings auch ein derartiges Retrofit mit Gasmotoren durch«, kommentiert Dommermuth. »Dafür gibt es auch in Deutschland bedingt durch die Vollauktionierung der CO2-Zertifikate ab 2013 einen wachsenden Markt.« Das Unternehmen berücksichtigt bei der Leistung seiner Aggregate für dezentrale Anlagen auch die staatliche Förderung durch das KWK-Gesetz.

Daher decken die Augsburger bei Motoren Leistungen bis maximal 20MW und bei Gasturbinen bis 50MW ab. »Das sind die Leistungen, die Stadtwerke wie auch Industriekunden meistens bevorzugen«, so Dommermuth. »Die Motoren sind dabei besonders interessant, weil sie genauso viel Strom wie Wärme produzieren.« Für die Turbinen spreche, dass sie mit vielen gasförmigen Betriebsstoffen arbeiten können und energiereichen Dampf für Industrieprozesse bereitstellen.

Integrierte Lösungen gefragt

Auf Gaskombikraftwerke setzt auch Alstom Deutschland, weil sie außer dem schnellen An- und Abfahren sehr große Laständerungsgeschwindigkeiten für die verschiedenen Regelenergiemärkte bieten. Die Kombikraftwerke mit der neuesten Ausbaustufe können laut Unternehmen über 61% Wirkungsgrad erzielen und mehr als 500MWel erzeugen. Aus einer Parklast von unter 20% (Gesamtanlage) kann das Kraftwerk innerhalb von nur 15 Minuten über 350MW dem Netz zur Verfügung stellen.

Um den teilweise veralteten Kraftwerkspark an die veränderten Randbedingungen anzupassen, reiche es aber nicht aus, einzelne Komponenten des Kraftwerks zu verbessern: Gefragt sei vielmehr eine ganzheitliche Betrachtung. Alstom hat für diese Anforderungen den neuen Geschäftsbereich ›Integrated Solutions‹ geschaffen. Das Angebot reicht von individuell auf den Kunden zugeschnittenen Studien über komponentenübergreifende Produkte, bis hin zu umfassenden Kraftwerksertüchtigungen.

Windstrom planbar machen

Doch nicht nur bei den konventionellen Kraftwerken geht es um intelligente Lösungen. Um die Stromerzeugung durch Windkraft im Vergleich zu konventioneller Technik wettbewerbsfähig zu machen, senkt Siemens Wind Power auf verschiedene Art die Kosten der Windenergie. Ein enormer Schritt nach vorne ist nach Firmenangaben die neue 6-MW-Windenergieanlage mit Rotordurchmessern von 120 und 154m, die speziell für den Offshore-Einsatz unter widrigen Bedingungen entwickelt wurde.

Es handelt sich dabei um eine direkt angetriebene Turbine, die mit der Hälfte der Komponenten einer herkömmlichen Anlage mit Getriebe auskommt. »In die Entwicklung der neuen Offshore-Anlage ist unser technisches Know-how aus drei Jahrzehnten eingeflossen«, so Henrik Stiesdal, Chief Technology Officer von Siemens Energy. »Wir gehen davon aus, dass sich die Anlage als Standard für Offshore-Windkraftwerke auf der ganzen Welt durchsetzen wird.«

Hohe Maßstäbe setzt Siemens auf dem Gebiet der Netzverträglichkeit. Eine wichtige Rolle spielt der Umrichter, der die vom Windgenerator erzeugte elektrische Energie an das Netz und vor allem an die Netzfrequenz anpasst. Eine nicht ganz leichte Aufgabe, schwanken bei Windenergieanlagen doch Spannung, Leistung und Frequenz quasi im Takt der Luftbewegungen.

»Unser System zeichnet sich dadurch aus, dass es die erzeugte Energie vollständig umrichtet und dabei die Dynamik von Generator und Turbine effizient vom Netz entkoppelt«, erklärt Meike Wulfers, Sprecherin von Siemens Wind Power. »Dank unseres Systems kann die Windenergieanlage Spannung, Frequenz und abgegebene Leistung hochflexibel regulieren und zudem Netzstörungen sicher durchfahren.« Deshalb seien Siemens-Windenergieanlagen konfigurierbar, damit sie eine Vielzahl der teilweise von Land zu Land unterschiedlichen Netzzugangsvorschriften erfüllen können und sie sich daher problemlos an ein neues Netz anschließen lassen.

Vielleicht lässt sich das elektrische Netz aber auch dadurch stabilisieren, dass es »weiß«, was auf es zukommt. Neuerdings sagt etwa die selbstlernende Siemens-Prognosesoftware die Stromausbeute von Windparks voraus. Die Software berechnet anhand von Wettervorhersagen der nächsten 72h möglichst genau den erwarteten Strom aus Windkraft für diesen Zeitraum.

Im Schnitt treffen laut Unternehmen die Prognosen für die Tagesleistung eines Windparks die tatsächlich eintretenden Werte auf mehr als 90% genau. Die Software wurde erfolgreich an zwei Offshore- und einem Onshore-Windpark getestet und ist derzeit in Dänemark im Einsatz.

In Sachen Windkraft ist auch Alstom aktiv: Das Unternehmen hat eine neue 2,7-MW-Turbine speziell für Standorte mit geringem Windaufkommen entwickelt. Bei Windgeschwindigkeiten von 7,5m/s liefert die Turbine einen sogenannten Nettowind-Kapazitätsfaktor von bis zu 42%. Dies entspricht 3.600 Volllaststunden jährlich.

Speziell für den Einsatz auf dem Meer hat das Unternehmen eine getriebelose 6-MW-Windkraftanlage mit der weltgrößten Rotorlänge von 73,5m entwickelt. Für Windparks im Meer bietet es Offshore-Umspannwerke für Wechselstrom und für Hochspannungs-Gleichstromverbindungen (HVDC) an.

Nikolaus Fecht

Erschienen in Ausgabe: 08/2012