Erneuerung der Kraftwerksleittechnik an den Kraftwerksstandorten der EnBW in Karlsruhe (RDK-7) und Altbach (HKW-1)

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1 Erneuerung der Kraftwerksleittechnik an den Kraftwerksstandorten der EnBW in Karlsruhe (RDK-7) und Altbach (HKW-1) KWG Theodor Kinn 02. März 2010 Energie braucht Impulse

2 Modernisierung von RDK 7 und Altbach HKW 1 Rheinhafen Dampfkraftwerk Block7 Karlsruhe, 1985 Fernwärme, Steinkohle, 550 MW el Altbach Deizisau Unit 1, 1985 Fernwärme, Steinkohle, 420 MW el + beide Kraftwerke mit identischer I&C Struktur Entscheidung zur Modernisierung beider Anlagen mit SPPA-T2000 Entscheidung für SPPA-T3000 Diskussionen über Risiken und Chancen Projekt Start Teilumbau RDK 7 Versuchsfahrten SPPA- T3000 Nov Feb Februar 2005 July 2005 September 2005 Experten Workshop EnBW-Siemens Feedback mit Pro s und Con s Herausforderung: sportlicher Zeitplan Modernisierung der Leittechnik in 72 Tagen Projektfreigabe Altbach 08. Juni 2006 Erfahrungen der ersten Umbaustufe im RDK bilden die Basis für den Komplettumbau in Altbach

3 Standort RDK Mengengerüst Block 7 Aufgabe: Besonderheiten: Die Erneuerung der Leittechnik im Block7 des RDK LATS und Turbo-Speiswasserpumpe in Dekontic K (BBC-Leittechnik) IO: ~ Automatisierungsgrad: Hoch Auftragswert: Mitbewerber: Systemtechnik: ~ 8 Mio Euro (Feld,Warte) ABB und Mauell Angebot SPPA-T2000 / Innovation SPPA-T3000 Projektlaufzeit: ursprünglich bis 2009 in drei Stufen 1a,1b und 2 AS: Turbinenregler: Turbinenschutz: 38 Grundschränke mit 38 Erweiterungsschränke S7-414H / FM458 und AddFEM über Profibus DP SPPA-T3000 und FUM 3

4 Standort RDK Überblick Ertüchtigung EL RDK 7 Austausch der Block-Leittechnik gegen Neusystem SPPA T3000 Ersatz von ca Messumformern (Druck, Temp., Analysen) Ersatz von ca. 160 Regelantrieben (alle elektr. Antriebe erneuert) Teilweise Anpassung der restlichen Messtechnik Teilweise Anpassung der restlichen Antriebe und Schaltanlagen Komplettumbau der Warte RDK 7 zu einer Bildschirmwarte Verbesserungen bei Steuerungen, Regelungen, Schutz Einbindung diverser verfahrenstechnischer Optimierungszusätze (z. B. Kohlemühlenregelung, Luftführung am Brenner) 4 Ertüchtigung von Nebenanlagen (VEA, HKL, KRA, )

5 Gründe/Ziele für Modernisierung Ersatz des alten, auslaufenden Leitsystems Teleperm ME Verbesserte Darstellungsmöglichkeit durch die Windows Technik und die individuelle Gestaltungsmöglichkeit der Anzeigefunktionen und der Flexibilität der Inhalte. Hardware- und Software- Pflege werden wesentlich vereinfacht z.b. erhebliche Vereinfachung im Bereich der Datenpflege (System stellt Datenkonsistenz sicher) Mit der zentralen Prozess Ebene ist eine einfache Integrationsmöglichkeit von hochwertigen Anwendungsprogrammen z.b. der Thermodynamische Berechnungsmodelle, Validierung etc. möglich. Wesentlich schnellere Durchführung von Änderungen, damit sind Projektierungsänderungen im Bereich der Regelung- und Steuerung, quasi online durchführbar (kein mehrfaches Übersetzen der Automatisierungsprogramme mehr erforderlich, deutlicher Zeitgewinn, Rücknahmefunktion für Programmänderungen, etc.) Wesentlich günstigere Möglichkeiten eines gesicherten Anschlusses der Leittechnik an die Unternehmens IT Welt (z.b. PowerPortal) 5

6 Struktur RDK Umbau Teleperm XP 11 OperaterTerminals 1 als GBW OT OT OT/ET Terminalbus Teleperm XP(OMME) 10 red. ProcessUnits Anlagenbus CS275 OM-ME Teleperm XP(OMME) 1 DiagnoseSystem 1 EngineeringsSystem 1 red. ProcessUnit 1 red. ServerUnit OM-TXP Anlagenbus TXP ES DS Teleperm ME 78 AS220ME (178 LT-Schränke) 1 AS220EA Teleperm XP 7 AS620F (17 LT-Schränke) 1 AS620 6

7 7 Standort RDK Leittechnikstruktur RDK7 nach Umbau 2005

8 Standort RDK Struktur RDK Umbau SPPA-T ThinClint 3 als GBW BOP Thin Clint SPPA-T Application Server Application Server SPPA-T Automation Server (6 als Faile Save) Add-FEM (Turbine) FUM SIM-F.. SIM-F FUM Grundschränke mit 38 Erweiterungsschränke 8

9 9 Standort RDK T3000 Infrastruktur RDK 7

10 Wesentliche neue Funktionsmerkmale 10 Hardware Der Busaufbau hat sich vereinfacht (Router; Switches, etc) Alle Systemkomponenten haben die gleiche Look and Feel Eigenschaften (durchgängige Web Technologie) Bedienung und Engineering erfolgt über Thin Clients Zentralrechner: Hardwaretausch unterbrechungsfrei möglich Software Aufruf aller Funktionen über alle Arbeitsplätze möglich Automatisierung erfolgt mit R+I-Planwerk ähnlicher Oberfläche Laden von neuen Funktionen bei laufendem System und Produktionsprozess Ladefunktionen auf die Automatisierungsprozessoren sind radikal verkürzt Sofortige Undo- Funktion ist gegeben Steuerungsänderungen können parallel zum Prozess simuliert werden Alle Programme greifen auf eine Datenquelle zu Zugriffsrechte sind über Passwortorganisation festgelegt

11 Standort RDK Migrationsschritt Rechnertechnik OM nach T3000 Disk Disk PCI PCI Fault Detectio n and Isolation Fault Detectio n and Isolation Fault Detection Fault Detection Memory Chipset Memory Chipset CPU 1-N way SMP CPU 1-N way SMP Lockstep CPUs MTBF of ftserver: % 2 Applikations-Server ersetzen 24 Einzelrechner 11

12 Standort RDK Zeitlicher Ablauf der Ertüchtigung I 12 Abwicklungspunkt Ist-Termin Plan-Termin - Auftragsvergabe Beginn Engineering Entscheid für T / Umbauphase gemäß Terminplan - 2. Umbauphase gemäß Terminplan - 3. Umbauphase gemäß Terminplan - Bezug Notwarte gemäß Terminplan - Montage Phase 5 ab ca. 1 Woche eher - kalte Funktionsprüfung ab gemäß Terminplan - heiße IBN ab ca. 1 Woche eher - Wiederbesetzung Warte Erste Synchronisierung Mühlenbetrieb Mühlenbetrieb (350 MW) Generator Schaden Blockvolllast Ende Test und Optimierungsphase bis Abschluss Probebetrieb am

13 Standort RDK Zeitlicher Ablauf der Ertüchtigung III 56-Tage-Umschluß Mai Juni KW19 KW20 KW21 KW22 KW23 KW24 KW25 KW % LT Kabel ange schlosse n & rangiert Loop Checks Wart e fertig umge baut 7.6. VT IBN Begin n Zünd versu che TÜV Abnahme KS/BrnSt g SPAT betrieb s bereit Synchronisierung Dampf auf Turbine Misch feuer im Kessel 24.6.

14 14 Standort RDK Neues Wartenkonzept RDK 7

15 Standort RDK Umbau der Leitwarte in 40 Tagen Leiststand am Leitstand am Leiststand am

16 Standort RDK Optimierungsmaßnahmen RDK 7 16 Ziele: Anfahrkosten reduzieren Verbesserungen im Bereich der Blockdynamik unter Einhaltung wichtiger Blockregelparameter Verschleißreduzierung Wirtschaftliche Sicherstellung der Netzdienstleistungen Abfahrkosten reduzieren Optimierung von: Mühlenregelung Kalt-/ Warmstart Feuer und Blockleitprogramm Kalt- /Warm-/Heißstart Unterlagerte Regelkreise / SIPOS SPAT Regelung EHW-Ansteuerung Turbosatz Feuer- und Blockleitprogramm für Abfahren

17 RDK 7 Übersichtsbild Gesamtprozess 550MWel Brutto Optimierungsmaßnahmen Ammoniak 0,5 t/h Entstaubung Kalkstein 5 t/h el. Energie kw Wasser 7 t/h Dampf 20 t/h SO 2 < 400 mg/m 3 bzw. < 15% Restemission NO X < 200 mg/m 3 Staub < 50 mg/m 3 Rauchgas 1,7 Mio. 3 m/h Schornstein Verbrennungsluft ca. 1,6 Mio. m 3 /h Steinkohle 160 t/h Speisewasser 225 C 250 bar Dampferzeuger Naßasche 650 kg/h Entstickung Zwischenüberhitzung Frischdampf 535 C 195 bar 1535 t/h Flugasche 10 t/h Gips 8 t/h Anzapfdampf Turbosatz Abwasser 14 m 3 /h Entschwefelung Anzapfdampf Generator G ca. 536 MW Abdampf 0,03 bar Frischwasser 15 m 3 /s 17

18 RDK 7 Optimierungsmaßnahmen am Turbosatz Austausch HD/MD Gehäuse/ Rotor mit Turbinenschaufeln Temperaturerhöhung von 535 C auf 540 C FD Temperatur neue Schaufelprofile Ergebnis: ca. 20 MW Mehrleistung bei gleichem Brennstoffeinsatz 18

19 Standort RDK Optimierungsmaßnahmen RDK 7 Optimierung Feuer- und Blockleitprogramm/ Blockregelung für Kaltstart Vor Optimierung: Nach Optimierung: 19

20 Standort RDK Optimierungsmaßnahmen RDK 7 Optimierung SPAT-Regelung Vor Optimierung: Nach Optimierung: Umlastung: KZÜ auf A 5 20

21 Standort RDK Optimierungsmaßnahmen RDK 7 Optimierung Feuerleitprogramm und Blockregelung für Abfahren. Vor Optimierung: Nach Optimierung: 21

22 Standort RDK Optimierungsmaßnahmen RDK 7 Anfahrkosten konnten erheblich reduziert werden: (damit auch Emissionen ) Verbesserungen im Bereich der Blockdynamik unter Einhaltung wichtiger Blockregelparameter erfolgreich Verschleißreduzierung Wirtschaftliche Sicherstellung der Netzdienstleistungen: Primärregelreserveleistung: + - bis 25MW Sekundärregelreserveleistung: + - bis 250 MW einstellbar (noch in Bearbeitung) Abfahrkosten konnten erheblich reduziert werden: (damit auch Emissionen) Es stehen weiter Optimierungsmaßnahmen an (Mühlenoptimierung, Feuerungsoptimierung, etc.) 22

23 Netzandienstleistungen (Ausblick) Durch die Integration der Windenergie entstehen neue Aufgabenstellungen für den bestehenden Kraftwerkspark: Reduzierung der Mindestleistung möglichst auf % Pn Erhöhung der Leistungsänderungsgeschwindigkeit auf 6 bis 8 % Pn häufigeres An- und Abfahren möglichst schnelles Anfahren bei Bedarf 23

24 24 Netzandienstleistungen (Ausblick) Leistungsentwicklung Windenergie

25 25 Netzdienstleistungen (2008) Leistungsentwicklung Windenergie

26 26 Netzdienstleistungen Leistungsentwicklung Windenergie Prognose 2020