Grosskraftwerk Mannheim

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Grosskraftwerk Mannheim AG
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Rechtsform Aktiengesellschaft
Gründung 1921
Sitz Mannheim
Leitung Markus Binder
Karl-Heinz Czychon
Mitarbeiter 610 (2011)[1]
Umsatz EUR 515 Mio. (2925)[1]
Branche Elektrizitätserzeugung
Website www.gkm.de

Das Grosskraftwerk Mannheim (Abkürzung GKM) ist ein aus fünf aktiven Blöcken bestehendes Steinkohlekraftwerk in Mannheim-Neckarau. Das Kraftwerk wird von der Grosskraftwerk Mannheim Aktiengesellschaft betrieben; die Aktien verteilen sich mittelbar auf die drei Eigentümer RWE (40 Prozent), EnBW (32 Prozent) und MVV Energie (28 Prozent).

Kraftwerk[Bearbeiten]

f2

Grosskraftwerk Mannheim
Lage
Grosskraftwerk Mannheim (Baden-Württemberg)
Grosskraftwerk Mannheim
Koordinaten 49° 26′ 44,5″ N, 8° 29′ 25,6″ O49.4456944444448.4904444444444Koordinaten: 49° 26′ 44,5″ N, 8° 29′ 25,6″ O
Land DeutschlandDeutschland Deutschland
Baden-WürttembergBaden-Württemberg Baden-Württemberg
Gewässer Rhein
Daten
Primärenergie Fossile Energie
Brennstoff Steinkohle
Leistung 1.675 MW
(davon Bahnstrom 190 MW)
Typ Dampfkraftwerk
Eigentümer RWE (40 %)
EnBW (32 %)
MVV Energie (28 %)
Betreiber Grosskraftwerk Mannheim
Projektbeginn 1921 (Gründung GKM)
Betriebsaufnahme 1923
Schornsteinhöhe bis zu 200 m

Derzeitiges Kraftwerk (Blöcke 1 bis 8)[Bearbeiten]

Das Kraftwerk besteht aus dem rheinabwärts liegenden Werk II mit den Blöcken 1-6 und den beiden neueren Blöcken 7 und 8. Die beiden Kamine der Blöcke 7 und 8 sind mit 200 Metern Höhe das zweithöchste Bauwerk in Mannheim, nach dem Mannheimer Fernmeldeturm. Die Kessel 11 und 12 von Block 1 sowie Kessel 13 des Blocks 2 sowie die zugehörigen Vorschaltmaschinen F und G wurden 1993 stillgelegt und die Kamine später entfernt. Die sogenannten Nachschaltmaschinen 11 bis 13 (Turbosätze, die auf einer durch das gesamte Kraftwerk laufenden 20-bar-Heißdampfschiene hängen) sowie die Bahnstrommaschine EB3 sind nach wie vor in Betrieb. Die Blöcke 3, 4, 6 (nach Umrüstung 2006 von Öl/Gas), 7 und 8 werden mit Steinkohle befeuert und liefern eine elektrische Leistung von 1.675 Megawatt, davon 190 Megawatt als Bahnstrom (Block 3 dient seit 2006 als Reserve). Die Blöcke 1, 2 und 5 mit 715 MW wurden stillgelegt.

Das GKM speist auf der 220-kV-Höchstspannungs-, der 110-kV-Hochspannungs- und der 20-kV-Mittelspannungsebene in die Stromnetze des Übertragungsnetzbetreibers Transnet BW, der Verteilnetzbetreiber Pfalzwerke Netzgesellschaft und 24/7 Netze und des Bahnstromnetzbetreibers DB Energie ein.[2]

Die Bundesnetzagentur hat Ende August 2011 Planungen veröffentlicht, die die Nutzung des Reserveblocks 3 (220 Megawatt) zur Bereitstellung von Reserveleistung (Kaltreserve) zur Sicherung der Netzstabilität vorsehen.[3] Durch die Neuregelung des Atomgesetzes und den beschlossenen Kernkraftausstieg wird es laut Bundesnetzagentur nötig, ein solches Reservekraftwerk dauerhaft bereitzustellen. So wurde es denn auch während der Kältewelle Februar 2012 kurzfristig vorsorglich wieder ans Netz geholt.[4]

Ein Teil der Abwärme des Grosskraftwerks dient zur Versorgung von Mannheim und den umliegenden Gemeinden (bis nach Heidelberg und Speyer)[5] mit Fernwärme, wobei zum Teil oberirdisch verlegte Rohre zum Einsatz kommen. Zusätzlich beliefert das GKM auch Industriebetriebe mit Ferndampf. Auf diese Weise wird mit dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung der eingesetzte Brennstoff insgesamt im Jahresdurchschnitt 2007 zu 47 Prozent ausgenutzt. In den Wintermonaten erreicht das Werk stets Nutzungsgrade über 52 % (Jahre 2000–2008). Im Zuge des Neubaublocks wurde 2010 eine Fernwärmeleitung nach Speyer gebaut, so dass dort das alte städtische Fernheizwerk stillgelegt werden kann. Somit ist verbesserte Ausnutzung des Brennstoffes zu erwarten.

Neubau Block 9[Bearbeiten]

2007 genehmigte der Aufsichtsrat den Bau eines neuen Blocks 9. Die geplante Leistung soll rund 900 Megawatt betragen. Der Kamin des in Bau befindlichen Blocks 9 ist 180 Meter hoch. Der Neubau ist mit 1,2 Milliarden Euro geplant, die Inbetriebnahme soll 2015 erfolgen, ursprünglich war 2013 angestrebt worden.[6] Die noch in Betrieb befindlichen Blöcke 3 und 4 (je 220 Megawatt) soll dann abgeschaltet werden und Block 7 (475 MW) wird nicht mehr gefahren sondern geht in Kaltreserve. Von Umweltschützern wird das Vorhaben trotz der Wirkungsgradsteigerung auf 46,6 % im reinen Kondensationsbetrieb (d. h. reine Stromerzeugung ohne Fernwärmeauskopplung) und 70 % im Kraft-Wärme-Kopplungsbetrieb gegenüber den stillzulegenden Blöcken kritisiert, da zusätzliche Emissionen von Kohlendioxid zu erwarten seien.[7] Der Versuch, durch ein Bürgerbegehren den Bau zu stoppen, misslang, da bis zum Ablauf der Frist am 6. August 2008 nur etwa 16.500 der 20.000 benötigten Unterschriften zustande kamen.

Die ursprünglich für Ende 2012/Anfang 2013 geplante Inbetriebnahme verzögert sich bis 2015,[1] da der Hersteller des Kessels (Alstom) unerwartete Probleme mit der Verarbeitung des neuen Hochtemperaturstahls hat. Ein Großteil der Hochdruckschweißnähte musste verworfen werden. Ähnliche Probleme traten auch bei weiteren Kohlekraftwerken auf. Da bei diesen neuen Kesseltypen Frischdampftemperaturen von über 600 °C gefahren werden sollen, konnten die bis dahin über Jahrzehnte im Kraftwerksbau üblichen Kesselstähle (max. Betriebstemperaturen circa 530 °C-550 °C) nicht mehr verwendet werden. Neben dem Bau des Kessels sind von den Verzögerungen auch seine Nebenaggregate sowie die Rauchgasreinigungsanlagen betroffen. Das Maschinenhaus sowie die dazugehörigen Nebengebäude samt E- und Wartenräume sind 2011 fertiggestellt worden, so dass in ihnen diese Anlagenteile ungehindert weitergebaut werden konnten.

Die Bau- und Montagearbeiten sind nach fünf Jahren Arbeiten „rund um die Uhr“ abgeschlossen. Seit August 2014 werden Zündversuche des Kessels gefahren. Beginnend mit Ölbefeuerung des Dampferzeugers werden nach und nach die einzelnen Anlagekomponenten getestet und auf den Probebetrieb vorbereitet, der 2015 stattfinden soll.[8] Im November 2014 wurde der Generator erstmals auf eine 220-kV-Sammelschine synchronisiert, die -abgetrennt vom normalen Stromnetz- durch eine andere Maschine aus dem WerkII gespeist wurde und damit ein Inselnetz zum Testen bereitstellte. Mitte November steht die erste echte Netztsynchronisation und Lasteinspeisung an.

Zudem wurde das Kraftwerk mit einem Fernwärmespeicher mit einer thermischen Speicherkapazität von 1500 MWh ausgerüstet, der eine flexiblere Fahrweise des Kraftwerks erlaubt. Die Investitionskosten hierfür betragen 27 Mio. Euro.[9]

Geschichte[Bearbeiten]

Das Grosskraftwerk Mannheim wurde 1921 von den Pfalzwerken, der Stadt Mannheim, der Badischen Landeselektrizitätsversorgung (später Badenwerk, heute EnBW) und der Neckar AG gegründet. 1923 gingen die ersten Kessel in Betrieb. Gründungsdirektor und bis 1952 Vorsitzender war Fritz Marguerre. Er baute mit den Kesseln 1 und 2 im Werk 1 (später Marguerre-Werk genannt) erstmals ein Hochdruckheißdampfkraftwerk, das mit Frischdampf von etwa 100 bar und 420 Grad Celsius arbeitete.

Der Frischdampf wurde zuerst auf eine Vorschaltturbine geleitet, danach (mit etwa 20 bar) wieder zwischenüberhitzt und auf eine der schon bestehenden Niederdruckturbinen aus dem alten 20-bar-Werk geleitet. Mit dieser Maßnahme konnte Marguerre den Wirkungsgrad des Kraftwerks deutlich erhöhen. Weitere Wirkungsgradverbesserungen wollte er durch die Einführung der doppelten Zwischenüberhitzung und einer weitgehenden Nutzung der verschiedenen Dampfdrücke und -temperaturen durch vielfache Anzapfungen an den Turbinen (zum Beispiel zum Antrieb von Pumpen oder Verdampfern) erreichen. Viele dieser Maßnahmen konnte er bereits im Werk 1 umsetzen: So wurden schon in den dreißiger Jahren benachbarte Industrieunternehmen mit Ferndampf, nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung, versorgt. Aufgrund des Strommangels nach dem Zweiten Weltkrieg musste er notgedrungen im Werk I die sogenannte „Ersatzanlage 49“ in bewährter, aber alter Technik bauen. Dazu wurden die alten 20-bar Kessel aus der Gründungszeit abgerissen und an deren Stelle vier gleiche Kessel (Kessel 7–10) errichtet, die zwei neue Hochdruckmaschinen (A und B) speisten. Der zwischenüberhitzte Dampf ging wieder auf die bestehende 20-bar-Sammelschine im Werk 1. Ihr Wirkungsgrad war aufgrund der niedrigen Temperatur (410 °C) für Marguerres Vorstellungen zu gering. Die doppelte Zwischenüberhitzung konnte er aber erst 1952 mit Block 1 (Kessel 11 und 12) in neuen Werk II realisieren und erreichte mit 38,2 % Wirkungsgrad einen damaligen Rekordwert unter den Kondensationskraftwerken. Daher wurden die Kessel 7–10 schon recht früh möglichst wenig gefahren, nachdem die ersten Blöcke im Werk II zur Verfügung standen.

Im Dritten Reich wurde mit dem Bunkerwerk Werk Fritz ein komplettes Kraftwerk mit Kessel und Turbosatz unter einen Kohlenhaufen gebaut, um es vor Luftangriffen zu schützen. Dieser Bunkerbau ist heute noch zwischen Block 8 und Werk II von Rhein aus zu sehen. Nach dem Krieg demontierte die französische Besatzungsmacht das Werk. Die Wiedermontage in Frankreich scheiterte, so dass das Werk Fritz nie mehr in Betrieb ging. Die Bunkeranlage diente später immer wieder Druck und Berstversuchen für Forschungszwecke.

1953 wurden erstmals mehr als eine Milliarde Kilowattstunden Strom abgegeben. Ab 1955 wurde auch Bahnstrom erzeugt. Dazu wurde im neuen Werk II jeweils an den Drei-Phasen-Generator der beiden 20-bar-Kondensationsmaschinen M11 und M12 (3.000 Umdrehungen pro Minute) eine Voith-Marguerre-Kupplung mit Getriebe angebaut. Darüber wurde dann ein Einphasenbahngenerator mit 1.000 Umdrehungen pro Minute angetrieben. Über die Kupplung konnte der Leistungsanteil der Turbine, der als Einphasenstrom abgegeben werden sollte, verstellt werden. 1959 begann die Versorgung Mannheims mit Heißwasser-Fernwärme aus Nutzung der Abwärme.

Nach stetiger Vergrößerung des Werkes kamen in den 1980ern erstmals Rauchgasentschwefelungsanlagen zum Einsatz. Dabei wurde im Block 7 das sogenannte Walther-Verfahren zur Entschwefelung erstmals großtechnisch eingesetzt, bei dem mittels Ammoniak anstelle von Kalkmilch entschwefelt wird. Anstatt Gips bildet sich dabei das als Düngemittel verwendbare Ammoniumsulfat. Aufgrund verschiedener verfahrenstechnischer Schwierigkeiten, die durch die Herstellerfirma nicht fristgerecht beseitigt wurden, wurde die Walther-Anlage durch eine konventionelle Kalkmilch-Entschwefelung ersetzt.

Die Liberalisierung des Strommarktes in Deutschland erzwang in den 1990ern drastische Kosteneinsparungen und einen erheblichen Abbau der einst 1.600 Arbeitsplätze auf heute weniger als die Hälfte. Dies wurde unter anderem durch erhebliche Reduktion des Werkstattpersonals erreicht.

Kennzahlen[Bearbeiten]

Geschäftsjahr 2011[1]
Umsatz 514,6 Mio. Euro
– davon Strom 468,6 Mio. Euro
– davon Fernwärme 42,0 Mio. Euro
– davon Dienstleistungen 4,0 Mio. Euro
Jahresüberschuss 6,6 Mio. Euro
Mitarbeiter 611

Umweltauswirkungen[Bearbeiten]

Im Jahr 2010 war es laut europäischem Schadstoffregister PRTR[10] mit circa 6,5 Mio. Tonnen CO2 das Steinkohlekraftwerk mit dem zweithöchsten Kohlendioxidausstoß in Deutschland.

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. a b c d Geschäftsbericht 2011 (PDF)
  2. Kraftwerksliste Bundesnetzagentur (bundesweit; alle Netz- und Umspannebenen) Stand 02.07.2012. Abgerufen am 21. Juli 2012 (Microsoft-Excel-Datei, 1,6 MiB).
  3. Bundesnetzagentur wird den Reservebetrieb eines Kernkraftwerks nicht anordnen. Abgerufen am 30. November 2014.
  4. Eisige Temperaturen: Mehr als 540 Kälte-Tote in Europa. In: Handelsblatt, 9. Februar 2012
  5. www.morgenweb.de: Gigantische Thermoskanne voller Energie. 27. November 2012, abgerufen am 20. Oktober 2014.
  6. „Ob uns Verlust entsteht, ist rein spekulativ“. In: www.morgenweb.de, 10. Mai 2012, abgerufen am 8. Dezember 2012.
  7. BUND: Warum kein Kohlekraftwerk Mannheim? Abgerufen am 20. Oktober 2014.
  8. Neuer Steinkohleblock im Großkraftwerk Mannheim wird getestet. Lampertheimer Zeitung, 5. August 2014, abgerufen am 1. November 2014.
  9. Kohlekraftwerk speichert Wärme. In: Südwest Presse, 27. November 2012, abgerufen am 8. Dezember 2012.
  10. PRTR – Europäisches Emissionsregister

Weblinks[Bearbeiten]

 Commons: Grosskraftwerk Mannheim – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien