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Die Bedeutung der Instandhaltung aus Sicht des Maschinenversicherers in Zeiten der Energiewende

Der wachsende Anteil an erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland hat auch konkrete Auswirkungen auf die Betriebsweise von konventionellen Kraftwerken.

Unsere Experten Marina Pösl und Dr. Martin Eckel erläutern, wie eine spezifische Anlagenkenntnis und ein individualisiertes Instandhaltungskonzept dazu beitragen können, Schäden frühzeitig zu erkennen und zu minimieren.

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1. Situation im Energiemarkt heute und Auswirkungen auf die Dampfturbine

Im Rahmen der Energiewende wächst der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Brutto-Stromerzeugung in Deutschland stetig. Dies hat Einfluss auf die Betriebsweise von konventionellen Kraftwerksparks. Deren Betrieb verschiebt sich von der Grundlastversorgung zunehmend hin zu einem flexiblen Lastregime, um die Lastschwankungen durch die volatil einspeisenden Erneuerbaren Energien auszugleichen. (Siehe hierzu auch den Artikel „Risiko Energiewende“ von Dr. Martin Eckel und Stefan Thumm vom Mai 2014)

Die Lastschwankungen wurden früher von Pumpspeicher- und Gaskraftwerken und dann zunehmend auch durch flexibel geregelte Steinkohlekraftwerke abgedeckt. Inzwischen sind auch Braunkohle- und Kernkraftwerke von Lastabsenkungen zum Ausgleich von hoher Wind- und Solareinspeisung betroffen und müssen zeitweise ihre Leistung herunter regeln (Abb. 1).

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Lastregime in Deutschland nach Erzeugungsform, Stand 01/2015, Quelle [1]

Das veränderte Betriebsregime führt zu einer zusätzlichen Belastung der Dampfturbosätze und somit zu einer veränderten Risikosituation in den betroffenen konventionellen Kraftwerken. Dies ist für den Maschinenversicherer von zentraler Bedeutung, da vermehrt mit Schäden an Dampfturbinen gerechnet werden muss. Die im oben genannten Artikel „Risiko Energiewende“ erläuterten drohenden Schadenszenarien sollen im folgenden Beitrag mit beispielhaften Schäden untermauert werden.

Um die Risikobalance wieder herzustellen, sind Revisionen als Diagnosemöglichkeit zur Beurteilung des Anlagenzustands und des Betriebsrisikos wichtig, wie ebenfalls anhand von Beispielen über sich anbahnende Schäden an Turbosätzen gezeigt wird, die aufgrund ebendieser Revisionsmaßnahmen frühzeitig aufgedeckt wurden. Weiterhin ist eine angepasste Instandhaltung für eine Schadenprävention und Risikobalance notwendig, um eine individuelle Bewertung der Dampfturbine anlagenspezifisch und basierend auf dem tatsächlich gefahrenen Lastregime durchführen zu können.

2. Die Rolle des Versicherers beim Betrieb eines Kraftwerks

Beim Betrieb eines Kraftwerkes bestehen Risiken auf unterschiedlichen Ebenen. Abb. 2 zeigt die drei Hauptsäulen des Betriebsrisikos und die Beteiligten, die jeweils ihren Teil des Risikos abdecken.

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Klassische Risikoteilung und Rolle des Maschinenversicherers (Graphik: AZT)

So liegt das Entwicklungsrisiko für eingesetzte (neue) Bauteile beim Hersteller der Anlage. Das Ausfallrisiko aufgrund des normalen Verschleiß, der sich in Abhängigkeit der Betriebsdauer und -fahrweise einstellt, wird vom Betreiber übernommen. Die dritte Säule bildet die Versicherungsseite, die das Risiko für Schäden aufgrund von unvorhersehbaren Ereignissen abdeckt.

Mit der Energiewende und zunehmendem Alter der Anlagen wird das Betriebsrisiko auf Seiten des Betreibers und des Versicherers zunehmen. Über eine angepasste Instandhaltungsstrategie kann dieses Risiko jedoch aktiv beeinflusst werden, um die Risikobalance zu erhalten bzw. wiederherzustellen.


3. Technische Expertise und Schadenerfahrung bei der AGCS

Bei AGCS steht der Kunde im Fokus der Abteilungen Underwriting (Vertragsbearbeitung), Claims (Schadenregulierung, Post-Loss-Bereich) und Risk Consulting (Risikoanalyse, Pre-Loss-Bereich). Ziel ist es, über eine enge Zusammenarbeit zwischen den Abteilungen dem Kunden alle Services zu seinem Versicherungsvertrag aus einer Hand anzubieten.

Ein zusätzliches Unterscheidungsmerkmal zu anderen Wettbewerbern im Markt ist das Allianz Zentrum für Technik (AZT), das als rein technische Fachabteilung von Allianz Risk Consulting GmbH (ARC) Unterstützung sowohl im Pre-Loss- als auch im Post-Loss-Bereich anbietet. Über vertieftes Expertenwissen unterstützt das AZT die Abteilungen bei der Risikoabschätzung sowie bei der technischen Ermittlung von Schadenursachen. Der Zusatzservice durch das AZT kann über die Risk Consulting GmbH auch unabhängig vom Versicherungsvertrag direkt vom Kunden abgerufen werden und wird insbesondere zur Klärung komplexer Schadensfälle oder bei umfangreicheren Untersuchungen zur Verbesserung von Verfügbarkeit und Effizienz von (Kraftwerks-) Anlagen gerne genutzt.

Der Kunde kann auf die große technische Expertise und langjährige Schadenerfahrung aller Allianz Gesellschaften zurückgreifen und damit seine Risikoexposition aktiv verbessern.

4. Auswirkungen der Energiewende auf den Betrieb von Dampfturbinen

Das Lastprofil von konventionellen Kraftwerken verändert sich zunehmend zu geringeren Minimallasten, höheren Maximallasten, steileren Lastrampen und mehr Lastwechseln bzw. häufigeren An- und Abfahrten. Aufgrund der veränderten Beanspruchungen kommt es zu zunehmenden Verschleiß- und Ermüdungserscheinungen an Dampfturbinenkomponenten, die frühzeitig zu einem Schaden führen können.

Im Folgenden werden Effekte auf den Betrieb von flexibel eingesetzten Dampfturbinen beschrieben.

4.1 Folgen durch reduzierte Minimallasten

-       Erhöhte Abdampf- und Schaufeltemperaturen durch Ventilation, aufgrund von mangelndem Kühldampfstrom und turbulenten Dampfrückströmungen (führt zu axialer und radialer Expansion, Einspritzung, Spielüberbrückung insbesondere bei modernen Anlagen mit hohen Wirkungsgraden aufgrund von kleinen Spielen, Folge: Anlauffarben, Anstreifschäden)

-       Erhöhte Schwingungen im Hochdruck- und Mitteldruckbereich

-       Schwingungsanregung ND-Schaufeln durch Ventilation

-       Mehr Tropfenschlagerosion

-       Höhere Düsen- und Ventilerosion

-       Erosionsschäden aufgrund hoher Nässe

-       HD-Ventilation

-       MD-Ventilschwingungen

-       Geänderte Drehzahlen Speisewasser-Antriebsturbine und dadurch implizierte Folgeerscheinungen

4.2  Folgen durch erhöhte Maximallasten

-       Erhöhte Ventilschwingungen im Hochdruckbereich

-       Höhere Erosionsraten an Düsen, Ventilen und im Niederdruck-Bereich, Erosionskorrosion

-       Erhöhter Abdampfdruck (kann bei Dampfturbinen mit Luftkondensatoren schnell kritisch werden und zur Abschaltung führen; erhöhte Anregungskraft bei Trips auf ND-Schaufeln möglich), generell Trips bei hohen Abschaltdrücken möglich

-       Geänderte Drehzahlen der Speisewasser-Antriebsturbine und dadurch implizierte Folgeerscheinungen

-       HCF-Risse (High Cycle Fatigue) durch Flattern der Laufbeschaufelung, vorwiegend Schaufeln der Niederdruckturbine

4.3 Folgen durch flexible Fahrweise (steilere Lastrampen und häufigere Lastwechsel)

-       Thermische Ermüdung (Long Cycle Fatigue) an dickwandigen Bauteile

-       Mechanische Ermüdung (Long Cycle Fatigue) aufgrund hoher Zyklenzahl oder hohen Spannungen

-       Schwingbeanspruchung aufgrund von häufigem Durchfahren von kritischen Drehzahlen

-       Stillstandskorrosion und Pittingbildung (Lochkorrosion)ggf. weiterführend zur Schwingungsrisskorrosion

-       Erhöhtes Risiko von Rissausbreitung speziell von vorgeschädigten Komponenten

-       Niederdruck-Stufen: mehr Last in Bereichen mit dynamischer Beanspruchung (An- und Abfahren)

-       Ventilsitze, Dichtungen

-       Entwässerungsprobleme bei manuellen Entwässerungen


5. Die Bedeutung von Revisionen für die Beurteilung der Risikosituation

Um beurteilen zu können, wie sich die Risikosituation in Zukunft aufgrund der beschriebenen Flexibilitätsanforderungen an den konventionellen Kraftwerkspark verändert, ist es unerlässlich, Schadensbilder deuten und Schadenmechanismen verstehen zu können. Die notwendigen Informationen entstammen entweder aus der Schadenbearbeitung selbst oder können idealerweise bereits vor dem Schadeneintritt über eine regelmäßige Zustandskontrolle der Bauteile im Rahmen von Revisionen abgeleitet werden.

6. Revisionskonzepte für Dampfturbinenanlagen

Zur Schadenprävention sind neben Revisionen als Diagnosemöglichkeit angepasste Instandhaltungsmaßnahmen entscheidend, um die Risikobalance auch unter Einflüssen der Energiewende wieder herzustellen. Zunächst werden die klassischen Instandhaltungskonzepte dargestellt, wie sie in der Praxis in den meisten Fällen zu finden sind.

6.1 Klassische Instandhaltungskonzepte

Die klassischen Instandhaltungskonzepte sind in Abbildung 9 wiedergegeben. Die Bandbreite reicht von der reagierenden, ausfallorientierten Instandhaltung, bei der nach Eintritt eines Schadens rückwirkend eine Reparatur veranlasst wird, über die vorbeugende, zeitbasierte Instandhaltung mit regelmäßigen Inspektionsstillständen, bis hin zur zustandsorientierten Instandhaltung, bei welcher Revisionen entsprechend des Anlagenzustandes vorausschauend terminiert werden. Eine proaktive Instandhaltungsstrategie bietet somit ein großes Einsparpotential, weil über gutes Monitoring der Wartungszeitpunkt bis zum höchsten vertretbaren Risiko hinausgezögert werden kann, während gleichzeitig die Verfügbarkeit der Anlage sichergestellt ist.


6.2 Angepasste Instandhaltungskonzepte und Revisionsempfehlungen

Aufgrund der veränderten Lastbedingungen durch die Energiewende sind die klassischen Konzepte für die Sicherstellung einer hohen Verfügbarkeit nicht mehr ausreichend. Bei angepassten Instandhaltungskonzepten werden daher zusätzlich zu einem umfangreichen Monitoring System kritische Komponenten identifiziert, die abhängig von der individuellen Kraftwerksfahrweise sind. Weiterhin führt die geänderten Beanspruchungssituation zu veränderten Schädigungsmodellen, die in Lebensdauerbewertungen und Revisionsmaßnahmen beachtet werden müssen.

Aus den Erfahrungen aus Schäden an Dampfturbinenanlagen wurden „Lessons Learned“ entwickelt. Aus diesen lassen sich Revisionsempfehlungen und präventive Maßnahmen zur Schadensverhütung und Risikominimierung ableiten mit dem Ziel einer hohen Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit der Anlage, obwohl durch die Betriebsflexibilisierung eine Risikoerhöhung aufgrund von zunehmenden Verschleiß- und Ermüdungserscheinungen stattfindet. Die Empfehlungen aus den Lessons Learned von Schadenfällen untergliedern sich allgemein dargestellt unter anderem wie folgt und sind natürlich in Abhängigkeit von den speziellen Umständen des Einzelfalls jeweils an-zupassen oder zu ergänzen:

Individuelle Kraftwerksanalyse

-       Bewusstsein über geänderte Fahrweise und kritische Betriebsbereiche

-       Identifizierung von kritischen Bauteilen

-       Anpassung Bewertung äquivalenter Betriebsstunden an Lastwechselbetrieb

Individuelles Monitoring

-       Erfassung von Schaufelschwingungen zur Validierung von zulässigen Betriebsbereichen

-       Thermografiemessungen zur Detektion von Leckagen oder HotSpots

-       Online-Lebensdauerüberwachung bei kritischen Bauteilen; Anpassung Lebensdauerberechnungen mit aktuellen Schädigungsmodellen (höherer Anteil an Dehn-Wechsel-Ermüdung (Low Cycle Fatigue) im Vergleich zur Zeitstandschädigung; Gültigkeit der linearen Schadensakkumulation prüfen) und Berücksichtigung von schnellen Lastabsenkungen beim Lebensdauerverbrauch

Betriebliche Maßnahmen

-       Überprüfung der Lastbereiche und Abschaltkriterien im Schwachlastbetrieb

-       Vermeidung Dauereinsatz der Haubendusche im längerfristigen Schwachlastbetrieb

-       Einbeziehung von Wasser-Dampf-Kreislauf, Hilfssystemen, Nebenaggregaten

-       Leitungsgefälle von Leitungen beachten (Frischdampfleitungen, Entwässerungen, etc.)

-       Überprüfung des Entwässerungssystems:

  • Vermeidung von Wassersäcken und Kondensatrückströmungen
  • Vorhandensein und Funktionsfähigkeit von Armaturen und Kondensomaten überprüfen
  • Sicherstellen der Entwässerung von (Rückschlag-) Armaturen, Turbinengehäuse und sonstigen Leitungen

-       Anwärmen von Rohrleitungen

-       Konservierungskonzept

Angepasste Revisionsplanung und -Maßnahmen

-       Angepasster Inspektionsumfang: Auswertung von Betriebsdaten zur Identifikation von vermeintlich unkritischen Komponenten zur Planung des Revisionsumfangs

-       Nutzung von Modulrevisionen, um an anderen Teilturbinen Kontrollen durchzuführen (Endoskopien, Schaufelfußprüfung)

-       Schnittstellenmanagement und klare Kommunikation und Dokumentation (insbesondere bei Untervergaben und Fehlen eines Generalunternehmers)

-       Angepasste Budgetierung

-       Angepasste Herstellerkonzepte, zum Beispiel:

  • Eigenfrequenzermittlung mittels Präzisionsfertigung
  • Review des Designs bezüglich Anregungsmechanismen und ggf. ergänzende CFD-Rechnungen
  • Qualitätssicherung in der Fertigung, Reparatur, Inbetriebnahme
  • Bewertung und Verbesserung von Lagersteifigkeit und Gehäusedicke für den Fall des Endschaufelverlustes (insbesondere bei „Leben mit Fehlern“ und am Ende der Reisezeit)
  • Kerben an hochbelasteten Teilen vermeiden bzw. im Retrofit entschärfen

-       Bewertung von Erosions- und Pitting-Verschleiß an Leit- und Laufschaufeln, Innengehäuse und Welle (z.B. zur Vermeidung von Anrissen etwa in Folge von Schwingungskorrision und Maßnahmen gegen Pittingbildung, Überwachung der Pittingtiefen, Korrosionsschutz bei Stillständen

Eine veränderte Risikobalance aufgrund von veränderten Betriebsregimes in Zeiten der Energiewende erfordert also eine individuelle Bewertung der Dampfturbinenanlage, die anlagenspezifisch und basierend auf dem tatsächlich gefahrenen Lastregime erfolgt. Somit können Flexibilität und Verfügbarkeit der Anlage gleichzeitig sichergestellt werden.


7. Fazit und Ausblick

Um sich anbahnende Schäden auch in Zukunft vor dem Hintergrund der Energiewende und der damit verbundenen veränderten Betriebsbedingungen sicher erkennen und frühzeitig reagieren zu können, ist eine spezifische Anlagenkenntnis und ein individualisiertes Instandhaltungskonzept notwendig.

Für die Planung der Revisionsmaßnahmen sind die Identifizierung von kritischen Komponenten, ein umfangreiches Monitoring und angepasste Lebensdauerbewertungen entscheidend.

Die Dokumentation von „Lessons Learned“ sowie ein intensiver Erfahrungsaustausch zwischen den Beteiligten (Hersteller, Betreiber und Versicherer), am besten auch in Zusammenarbeit mit Fachvereinen (VGB, VDE, VDI, o.a.) können hierbei zusätzlichen Nutzen schaffen.

Aktuelle Trends sind die Revisionsintervallverlängerung, Schadenfrüherkennungstools, neue Lebensdauerberechnungsmodelle sowie klassische und probabilistische bruchmechanische Bauteilbewertungen, die insbesondere bei alten Anlagen unter dem Aspekt „Leben mit Fehlern“ interessant werden. Diese erfordern einen beständigen Dialog, um die Risikobalance auch vor den zukünftigen Herausforderungen weiter zu erhalten.

8. Literatur / Referenzen

[1]        Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE

Unsere Experten

Martina Pösl ist seit 2012 beim Allianz Zentrum für Technik, eine Abteilung von Allianz Risk Consulting, für den Bereich Schadenanalyse im Maschinen- und Anlagenbau im Einsatz. Frau Pösl hat Maschinenbau an der TU München studiert und ist darüber hinaus Schweißfachingenieurin. Vor ihrem Wechsel zur AGCS war sie als Kraftwerksingenieurin bei GDF Suez Energie Deutschland GmbH tätig.

E-Mail: martina.poesl@allianz.com

Dr. Martin Eckel ist Head of Complex Claims bei AGCS Claims Engineering, wo er seit 1998 beschäftigt ist. Er hat Maschinenbau an der Universität Kaiserslautern studiert und an der RWTH Aachen in Werkstofftechnik promoviert. Vor seinem Wechsel zur Allianz war Dr. Eckel beim Max-Planck-Institut für Eisenforschung in Düsseldorf, sowie der Bayernwerk AG in München tätig.

E-Mail: martin.eckel@allianz.com