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TÜV Technische Überwachung Hessen GmbH Industrie Service Rüdesheimer Straße 119, 64285 Darmstadt Telefon: (06151) 600 - 620
Seite 1
TÜV HESSEN
Zusammenfassung*) der
sicherheitstechnischen
Beurteilung nach §18(2) BetrSichV
zum Schadensereignis vom 12.05.2014 im
Kraftwerk Staudinger Block 5
Erstellt: Stephan Heyner
Geprüft: Michael Moll
Datum: 10.11.2014
Zusammenfassung der sicherheitstechnischen Beurteilung nach §18 Abs. 2 BetrSichV zum Schadens-
ereignis am Standort Kraftwerk Staudinger, Hanauer Landstraße 150, Großkrotzenburg am 12.05.2014.
TÜV Technische Überwachung Hessen GmbH Industrie Service Rüdesheimer Straße 119, 64285 Darmstadt Telefon: (06151) 600 - 620
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Zusammenfassung der sicherheitstechnischen Beurteilung
nach § 18 Abs. 2 Betriebssicherheitsverordnung zum Schadensereignis vom 12.05.2014 im Kraftwerk
Staudinger Block 5
Auftraggeber/ E.ON Kraftwerke GmbH
Betreiber: Tresckowstraße 5
30457 Hannover
Standort: Kraftwerk Staudinger, Hanauer Landstraße 150
63538 Großkrotzenburg
Aktenzeichen-TÜV Hessen: ISK-06-14-939
zuständige Behörde: Regierungspräsidium Darmstadt
Abteilung Arbeitsschutz und Umwelt Frankfurt
Gutleutstraße 114, 60327 Frankfurt
Bearbeiter/ Ersteller: Stephan Heyner
als Sachverständiger der zugelassenen Überwachungsstelle
nach §21 BetrSichV
TÜV Technische Überwachung Hessen GmbH
Knorrstrasse 36
34121 Kassel
E-mail: [email protected]
Bearbeitungszeitraum: 12.05.2014 – 10.11.2014
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Zusammenfassung der sicherheitstechnischen Beurteilung nach §18 Abs. 2 BetrSichV zum Schadensereignis vom 12.05.2014 am Standort Kraftwerk Staudinger Block 5
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INHALTSVERZEICHNIS SEITE
ABKÜRZUNGEN .......................................................................................................................................... 3
VERZEICHNIS BETEILIGTER UNTERNEHMEN ........................................................................................ 3
1. AUFGABENSTELLUNG........................................................................................................................ 4
2. SCHADENSBESCHREIBUNG .............................................................................................................. 4
2.1 Schadensbild Block 5 .................................................................................................................. 4
2.2 Bergung/Befundung .................................................................................................................. 11
2.3 Schlussfolgerung ....................................................................................................................... 19
3. BESTANDSAUFNAHME ..................................................................................................................... 19
3.1 Allgemeine Informationen ......................................................................................................... 20
3.2 Ordnungsprüfung ...................................................................................................................... 21
3.3 Chronologische Abfolge der Ereignisse ................................................................................. 22
3.4 Beschreibung des Umwälzsystems ......................................................................................... 23
3.4.1 Umwälzpumpe ................................................................................................................. 24
3.4.1.1 Pumpengehäuse .............................................................................................. 26
3.4.1.1.1 Dimensionierung des Pumpengehäuses .......................................... 27 3.4.1.1.2 Werkstoffe ......................................................................................... 27
3.4.1.2 Pumpenhistorie – Wartung, Reparatur, Prüfungen ......................................... 27
3.5 Betriebsweise ............................................................................................................................. 28
3.5.1 Beschreibung der Druck, Temperaturveränderungen bei verschiedenen Lastfällen ...... 29 3.5.2 Betrieb des Umwälzsystems am Schadenstag ............................................................... 29
3.6 Wasserchemie ............................................................................................................................ 30
4. SCHADENSHYPOTHESE ................................................................................................................... 30
5. EINZELUNTERSUCHUNGEN ............................................................................................................. 31
5.1 Vermessen des Pumpengehäuses/ Scan ................................................................................ 31
5.2 Zerstörungsfreie Werkstoffprüfung ......................................................................................... 31
5.3 Werkstofftechnische Untersuchung ........................................................................................ 31
5.4 Spannungstechnische Bewertung der Pumpenkonstruktion zum Anrissverhalten .......... 32
6. AUSWERTUNG DER EINZELUNTERSUCHUNGEN ......................................................................... 35
6.1 Ergebnisse des Bauteilscans ................................................................................................... 35
6.2 Ergebnisse der Ultraschalluntersuchung................................................................................ 37
6.3 Ergebnisse der werkstofftechnischen Untersuchung ........................................................... 37
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6.4 Ergebnisse der spannungstechnischen Bewertung der Pumpenkonstruktion zum Anrissverhalten .......................................................................................................................... 40 6.4.1 Spannungstechnische Bewertung ................................................................................... 40
6.4.1.1 Vorspannung der Schrauben .......................................................................... 41
6.4.1.2 Stationärer Zustand ........................................................................................ 42
6.4.1.3 Instationäre Zustände ..................................................................................... 42
6.4.2 Ermüdungsbewertung .................................................................................................... 43
7. SCHADENSURSACHE ....................................................................................................................... 44
8. MAßNAHMEN ZUR BEHEBUNG DES SCHADENS .......................................................................... 44
8.1 Austausch, Instandsetzung schadhafter Bauteile .................................................................. 44
8.2 Einbindung der zugelassenen Überwachungsstelle (ZÜS) ................................................... 45
9. MAßNAHMEN ZUR BESEITIGUNG DER SCHADENSURSACHE ................................................... 45
9.1 Maßnahmen zur Reduzierung der Schadensanfälligkeit/ Lebensdauererhöhung .............. 46
9.2 Maßnahmen zur beanspruchungsgerechten Lebensdauerüberwachung ........................... 46
10. ERKENNTNISSE, DIE ANDERE ODER ZUSÄTZLICHE SCHUTZVORKEHRUNGEN ERFORDERN ...................................................................................................................................... 47
11. ZUSAMMENFASSUNG ....................................................................................................................... 48
12. AUSBLICK ........................................................................................................................................... 51
*) Dieser Bericht ist eine Zusammenfassung der sicherheitstechnischen Beurteilung zum vorgenannten Schadensfall. Gegenüber dem Originalbericht wurden Textpassagen gekürzt, die direkten Bezug zu Personen beinhalteten und für ein Detailverständnis erforderlich sind. Die zu treffenden Kernaussagen sind gegenüber dem vollständigen Bericht erhalten geblieben.
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Abkürzungen
A - Bruchdehnung in [%]
BetrSichV - Betriebssicherheitsverordnung
DampfkV - Dampfkesselverordnung
HD-Teil - Hochdruck-Teil
IBS - Inbetriebsetzung
MPA - Materialprüfungsanstalt
NPSH - Net Positive Suction Head
KKS - Kraftwerks-Kennzeichnungs-System
KV-T-Kurve - verbrauchte Schlagenergie als Funktion der Prüftemperatur
KUP - Kesselumwälzpume
REM - Raster Elektronenmikroskop
RCA - Root-Cause-Analysis
Rp0,2 - 0,2% Dehngrenze in [N/mm2]
Rm - Zugfestigkeit in [N/mm2]
TRD - Technische Regeln für Dampfkessel
VGB - Verband der Großkraftwerksbetreiber
VdTÜV - Verband neutraler technischer Dienstleister
ZfP - zerstörungsfreie Werkstoffprüfung
ZÜ - Zwischenüberhitzer
Z - Brucheinschnürung in [%]
Verzeichnis beteiligter Unternehmen
Firma Tätigkeitsbereich
TÜV Technische Überwachung Hessen GmbH Rüdesheimer Straße 119 64285 Darmstadt
Projektleitung, Erstellen der sicherheitstechnischen Beurteilung nach §18(2) BetrSichV
StandZeit GmbH, Hochtemperatur-Bauteilverhalten, Gutenbergstraße 2, 48653 Coesfeld
Werkstofftechnische Schadensbefundung
TÜV Rheinland Werkstoffprüfung GmbH, Am Grauen Stein, 51105 Köln
Werkstoffuntersuchungen, Werkstoffprüfung
Materialprüfungsanstalt Universität Stuttgart, Pfaffenwaldring 32, 70569 Stuttgart
Bruchmechanik, Ermittlung bruchmechanischer Kennwerte
E.ON Anlagenservice GmbH, Geschäftsbereich Systemtechnik, Bergmannsglückstraße 41-43, 45896 Gelsenkirchen
Werkstofftechnische Schadensbefundung, Berechnung auf Finite-Elemente-Basis
MuM Müller und Medenbach GmbH, Am Wiesenbusch 2, 45966 Gladbeck
Zerstörungsfreie Prüfung mechanisierte Ultraschallprüfung
scanlabor Christoph Egloff Am Wiesenbusch 2, 45966 Gladbeck
Scan des havarierten Pumpengehäuses
Ingenieurbüro Schönfelder, Josef-Bautz-Straße 2, 63457 Hanau
Dokumentation für E.ON
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1. Aufgabenstellung
Am 12.05.2014 kam es am Standort Kraftwerk Staudinger der E.ON Kraftwerke GmbH zum Versagen
einer drucktragenden Wandung im Umwälzsystem des Kraftwerkblockes 5. Die frei werdende Energie
führte zu einem erheblichen Sachschaden, Personenschäden gab es nicht.
Der TÜV Technische Überwachung Hessen wurde als zugelassene Überwachungsstelle mit der
Erstellung einer sicherheitstechnischen Beurteilung nach §18 (2) BetrSichV beauftragt. Die Beauftragung
erfolgte seitens der E.ON Kraftwerke GmbH im Einvernehmen mit dem Regierungspräsidium Darmstadt.
Gemäß der BetrSichV hat sich die sicherheitstechnische Beurteilung insbesondere auf die Feststellung
zu erstrecken,
1. worauf das Ereignis zurückzuführen ist,
2. ob sich die überwachungsbedürftige Anlage nicht in ordnungsgemäßem Zustand befand und ob
nach Behebung des Mangels eine Gefährdung nicht mehr besteht und
3. ob neue Erkenntnisse gewonnen worden sind, die andere oder zusätzliche Schutzvorkehrungen
erfordern.
Zur Bearbeitung dieser Fragestellungen werden zunächst strukturierte Schadensanalysen durchgeführt
und dokumentiert. Auf Basis der Ergebnisse werden dann Schlüsse für den weiteren Anlagenbetrieb
abgeleitet. Die Bearbeitung der sicherheitstechnischen Beurteilung erfolgt verantwortlich durch den TÜV
Hessen. Für die Bearbeitung spezieller Themen und Tätigkeiten werden qualifizierte Dritte hinzugezogen.
Die Beurteilung von Ergebnissen erfolgt ausschließlich nach dem 4-Augen-Prinzip.
2. Schadensbeschreibung
2.1 Schadensbild Block 5
Aufgrund des Versagens einer drucktragenden Wandung von Block 5 des Kraftwerk Staudinger kam es
zu massiven Beschädigungen an der Fassade, an Wänden, Decken und Bühnen sowie an Rohrleitungen
und weiteren Einrichtungen im Bereich des Kessel- und Maschinenhauses.
Durch das Schadenereignis innerhalb des Kesselhauses wurden Trümmerteile in den Außenbereich und
auf angrenzende Dachflächen geschleudert. Ein Schwerpunkt der Fundstellen liegt im Bereich westlich
des Kesselhauses sowie in südlicher Richtung zum Maschinenhaus und darüber hinweg (siehe Bilder 1
und 2)
.
Bild 1: Lage der Fundstücke im Außenbereich; Quelle E.ON Begehungsprotokoll vom 14.05.2014
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Bild 2: Lage der Fundstücke im Bereich Maschinenhausdach und Maschinenhausgang
Ebene +13,0 m; Quelle E.ON Begehungsprotokoll vom 16.05.2014
Die im Außenbereich vorgefundenen Beschädigungen und die Flugbahnen der Trümmerteile, welche
vom Kesselhaus nach außen gerichtet sind, weisen deutlich auf ein Schadensereignis innerhalb des
Kesselhauses hin. Weitere Hinweise darauf ergeben sich aus der Lage der Mauerbruchstücke von
Wanddurchbrüchen im Maschinenhaus. Die Bruchstücke befinden sich überwiegend im Maschinenhaus
(siehe Bilder 3 und 4). Des Weiteren kann aufgrund der Fundorte und der Wanddurchbrüche zum
Maschinenhaus hin der Schadensort auf einen Bereich der linken und vorderen Kesselseite eingegrenzt
werden (Blickrichtung vom Maschinenhaus zum Kesselhaus).
Bild 3: Blick vom Maschinenhausdach zum Kesselhaus Block 5 mit beschädigter Fassade;
Quelle E.ON
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Bild 4: Blick in das Maschinenhaus Block 5, Ebene +13,0 m auf die Trennwand zum Kesselhaus;
Quelle E.ON
Nach dem Ereignis erfolgten Begehungen des Außenbereichs, des Maschinenhausdaches und des
Maschinenhausflures Ebene +13,0 m durch Mitarbeiter der E.ON, des TÜV Hessen und des Ing. Büro
Schönfelder. Am 14.05.2014 fand eine Begehung des Außenbereichs und am 16.05.2014 eine Begehung
des Maschinenhausdaches und des Maschinenhausflures Ebene +13,0 m statt. Dabei wurden jeweils
Trümmerteile gesichtet, gekennzeichnet und deren Fundort in einen Lageplan eingezeichnet. Die im
Verlauf der Begehung geborgenen/gesichteten Teile wurden mit 1 beginnend, fortlaufend nach der
Reihenfolge des Auffindens bis Fundstück Nr. 55 durchnummeriert.
Ein Großteil der Fundstücke sind der Fassade, Gitterböden und Halterungen von Rohrleitungen
zuzuordnen. Der kleinere Anteil kann Bauteilen mit drucktragenden Wandungen, wie zum Beispiel
Rohrleitungen, zugeordnet werden. Die Fundstücke, mit Ausnahme von Fassadenteilen, wurden für
eventuelle Untersuchungen in einem zugewiesenen Gebäudeteil des Kraftwerks unter Ausschluss eines
Witterungseinflusses (Maschinenhaus Block 3) bereitgestellt.
Bei der Begehung des Kesselhauses unmittelbar nach dem Schadenereignis, soweit ohne
Sicherungsmaßnahmen möglich, zeigt sich der Schwerpunkt der Beschädigungen im Bereich der
Kesselvorderwand. Neben der stellenweise aufgebrochenen Fassade sind massive Beschädigungen an
den Bühnen und den Decken der Ebenen 0 m bis + 44 m vorhanden, siehe hierzu Bilder 5-7.
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Bild 5: Kesselhaus Ebene +29,5 m Blick auf die Bild 6: Kesselhaus Ebene +48,3 m Blick von der
Kesselvorderwand; Quelle E.ON westlichen Kesselhauswand auf die
29,5 m Bühne; Quelle E.ON
Bild 7: Kesselhaus Ebene +33 m Blick auf die Bühne 29,5 m zur westlichen Kesselhauswand;
Quelle E.ON
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Die Zuordnung der drucktragenden Teile sowie eine erste Beurteilung der Bruchflächen lassen auf eine
wesentliche Beteiligung des Umwälzsystems schließen. Hierfür spricht zum Beispiel die Bergung des
Ecksiebes der Saugleitung (Fundstück Nr. 22) und eines Rohrleitungsbruchstückes mit einem für die
Saugleitung charakteristischen Innendurchmesser von 270 mm und einer Wanddicke von 25 mm
(Fundstück Nr. 27). Auch bei den Fundstücken Nr. 3 und Nr. 24 handelt es sich um Bruchstücke aus der
Saugleitung des Umwälzsystems mit der entsprechenden Wanddicke.
Wesentliches Fundstück der Begehung ist die in zwei Teile geborstene Umwälzpumpe auf Ebene 0 m
und Ebene 6,4 m, Bild 8 zeigt einen Ausschnitt von Ebene 0 m mit dem Antriebsmotor der
Umwälzpumpe. Auf Bild 9 ist das Motorgehäuse inkl. Flanschring des Pumpengehäuses im Detail zu
erkennen.
Bild 8: Kesselhaus Ebene 0 m Blick auf die Trennwand zum Maschinenhaus mit dem Unterteil der
Umwälzpumpe (gelber Pfeil) und Rohrleitungsbruchstück (grüner Pfeil)
Oberhalb des Pumpenunterteils ist ein gebogenes Rohrleitungsbruchstück vorhanden (s. Bild 8 grüner
Pfeil). Anhand der Dimension kann die Leitung der ehemaligen Saugleitung des Umwälzsystems
zugeordnet werden.
Auf der Ebene 6,4 m hängt das Pumpenoberteil (Glocke) ausschließlich an der Druckleitung, siehe
Bild 10. Am Pumpenoberteil ist die Saugleitung oberhalb des Anschlussstutzens abgerissen.
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Bild 9: Detail Bild 8, Unterteil der Umwälzpumpe im Trümmerfeld Ebene 0 m
Bild 10: Kesselhaus Ebene 6,4 m Blick auf das Oberteil der Umwälzpumpe; Quelle E.ON
Flanschring des
Pumpengehäuses
ehemalige Position des
Flanschringes
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Der Pumpe war in Flussrichtung das Siebformstück (Ecksieb) vorgeschaltet, welches als Fundstück Nr.
22 im Außenbereich aufgefunden wurde. Die Verbindung zwischen Pumpe und Sieb erfolgte ehemals
durch ein Rohrstück mit 90°-Biegung. Neben dem auf der Ebene 0-m vorhandenen Rohrleitungsstück,
sind im Schadensbereich des Kesselhauses weitere Bruchstücke der Saugleitung des Umwälzsystems
erkennbar.
Bild 11: Kesselhaus Ebene 29,5 m; Leitungsbruchstück stehend auf Gitterboden (Pfeil); Quelle E.ON
Bild 12: Kesselhaus Ebene 29,5 m; Leitungsbruchstück nahe Außenwand Südseite (Pfeil);
Quelle E.ON
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Bild 13: Kesselhaus Ebene 33,3 m, Leitungsbruchstück schräg vor Kesselvorderwand stehend (Pfeil);
Quelle E.ON
Die vorgefundenen Schäden und die erste augenscheinliche Beurteilung der Bruchflächen lassen
vermuten, dass das Umwälzsystem mit der Kesselumwälzpumpe schadensverursachend ist. Die
Saugleitung des Umwälzsystems von der Anfahrflasche bis zur Umwälzpumpe ist in mehrere Teilstücke
zerbrochen, weitere Brüche zeigen sich an der Mindestmengenleitung und an der Einspritzwasserleitung
sowie an weiteren Kleinleitungen. Die Auswertung des vorgefundenen Schadensbildes lässt die Aussage
zu, dass der die Havarie auslösende Bruch am Übergang vom Pumpenflansch zur Pumpenglocke liegt
und sich die weiteren geschilderten Schäden als Sekundärschäden zuordnen lassen. Aus diesem Grund
lag das Ziel bei einer vorrangigen Bergung der beiden Pumpenteilstücke.
2.2 Bergung/Befundung
Die Bergungsarbeiten von untersuchungsrelevanten Bruchstücken mit drucktragenden Wandungen
begannen ab dem 16.06.2014. Die Arbeiten erfolgten im Zuge der Ausräumarbeiten im Kessel- und
Maschinenhaus durch das Fachunternehmen E.ON Anlagenservice, nachdem Sicherungsmaßnahmen
durchgeführt und Hilfsvorrichtungen im Kesselhaus eingebracht wurden. Für die nachfolgenden Schaden-
und Werkstoffuntersuchungen wurde die TÜV Rheinland Werkstoffprüfung GmbH beauftragt.
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Die Bergung aller untersuchungsrelevanten Bruchstücke wurde am 22.07.2014 mit der Demontage des
Fundstückes Nummer 55 abgeschlossen. Die geborgenen und untersuchungsrelevanten Bruchstücke
stammen ausschließlich aus dem Umwälzsystem, beschränkt auf die Saugleitung mit Ecksieb, die
Umwälzpumpe sowie die Mindestmengenleitung. Dem Speisewassersystem kann ein Teilstück der
Einspritzwasserleitung zugeordnet werden. Fundstück Nr. 55 ist das am Unterteil der Pumpe verbliebene
Bruchstück des Spaltrings, welcher innerhalb des Pumpengehäuses angeordnet ist und den Saugstutzen
mit dem Leitrad verbindet. Das Gegenstück des Spaltrings wurde auch nach dem Ausräumen der
betroffenen Bereiche nicht aufgefunden. Da der Spaltring aus einem Eisengusswerkstoff mit sprödem
Werkstoffverhalten besteht, ist zu vermuten, dass dieses Bruchstück beim Bersten der Pumpe in kleinere
Teile zersprungen ist. Die an dem geborgenen Bruchstück vorgefundene Gewaltbruchfläche lässt die
Schlussfolgerung zu, dass der Bruch des Spaltrings einem Sekundärschaden zuzuordnen ist. Das
Spaltringbruchstück (Fundstück Nr. 55) wurde für eventuelle nachfolgende Untersuchungen dem TÜV
Rheinland übersendet.
Sämtliche an Fundstücken mit drucktragender Wandung vorgefundenen Bruchflächen, mit Ausnahme der
Bruchflächen an dem Gehäuse der Umwälzpumpe (Fundstücke Nr. 36 und 42), weisen die Merkmale
eines Gewaltbruchs auf. Demnach können diese Brüche mit Sicherheit einem sekundären Schaden
zugeordnet werden. Die Bruchflächen am Pumpengehäuse zeigen die charakteristischen Kennzeichen
eines Ermüdungsbruchs, mit einer über den gesamten Umfang ringförmig angeordneten
Dauerbruchfläche, welche eine samtartig matte Struktur und einen überwiegend ebenen Verlauf aufweist.
Stellenweise sind Rastlinien auf diesem Bruchflächenbereich erkennbar. Absätze an der Innenkante der
Bruchfläche deuten auf einen Bruchanfang von der Innenseite des Pumpengehäuses hin. Auch der an
der Außenkante ringförmig angeordnete Restgewaltbruchflächenabschnitt lässt auf einen Bruchausgang
an der Innenwandung schließen. Der an dem Umwälzpumpengehäuse visuell festgestellte
Ermüdungsbruch deutet auf das primäre Schadenereignis hin.
Der Flanschring mit der Bruchfläche wurde für weitere Untersuchungen vom Antriebsmotor demontiert.
Die Demontage des Flanschrings erfolgte im Beisein des TÜV Hessen durch einen Mitarbeiter des
Pumpenherstellers KSB. Eine visuelle Begutachtung der Muttern und der Schraubenbolzen sowie die
Vermessung der Schraubenbolzen ergaben keine Hinweise auf schadensrelevante Einflüsse.
Drei der insgesamt 16 Befestigungsbolzen wurden nicht aus dem Flanschring geschraubt. Diese wurden
für weitere Untersuchungen abgetrennt. Der demontierte Flanschring behielt die Kennzeichnung Nr. 36.
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Bild 14: Demontage des Flanschringes (ehemaliger Bestandteil des Pumpengehäuses) vom
Antriebsmotor, eingesetzte Heizelemente in die Gewindebolzen
Bild 15: Demontage des Flanschringes vom Antriebsmotor, entfernte Muttern
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Die Innenoberflächen des Pumpenoberteils zeigen die charakteristischen, gleichmäßigen, dunklen
Beläge aus Eisenkorrosionsprodukten eines wasserführenden Systems mit den hier vorliegenden
Temperaturen und Drücken (Bilder 16, 17 und 18). Mechanische Beschädigungen aus eventuell
gebrochenen Bauteilen der Pumpe oder durch eingetragene Fremdkörper sind an den Innenoberflächen
nicht erkennbar. An den Innenoberflächen des Pumpenoberteils sind vom Saugstutzen ausgehende
Laufspuren vorhanden, die sehr wahrscheinlich nach dem Bersten der Pumpe entstanden sind (s. Bild
17). Reste des Spaltrings, der die Verbindung innerhalb der Pumpe vom Saugstutzen zum Leitrad
herstellt, sind im Saugstutzen nicht vorhanden (s. Bild 18).
Bild 16: geborgenes Pumpengehäuse mit Blick auf die Innenoberflächen
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Bild 17: Detail der Innenoberflächen aus Bild 16, Blick auf Druckstutzen mit vom Saugstutzen (links)
ausgehenden Laufspuren
Bild 18: Detail der Innenoberflächen aus Bild 16, Blick auf Saugstutzen
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Im Verlauf der Demontage des Spaltringbruchstückes wurde eine visuelle Prüfung der Pumpenbauteile
Laufrad und Leitrad durchgeführt. Die am Leitrad sichtbaren mechanischen Beschädigungen sind
sekundären Ereignissen zuzuordnen (Bild 19). Dieser Rückschluss folgt aus der Betrachtung der
Innenwandungen des Oberteils, welches keine mechanischen Beschädigungen aufweist. Die
Beschädigungen am Leitrad entstanden beim Absturz bzw. Aufprall des Unterteils nach dem Bersten der
Pumpe.
Bild 19: Leitrad am Pumpenunterteil mit Spaltringbruchstück in der Öffnung zum Laufrad.
Im Leitrad ist ein Bruchstück des Spaltrings vorhanden. Die Bruchfläche weist Merkmale eines
Gewaltbruches auf. Bei der Demontage des Spaltrings wurden an den Befestigungselementen des
Leitrades und des Spaltringes keine schadensrelevanten Auffälligkeiten festgestellt.
Auch beim Ausbau des Siebkorbes aus dem Filtergehäuse fanden sich keine schadensrelevanten
Auffälligkeiten. Besichtigt wurden der Brettschneider-Verschluss, der Siebkorb und die Innenoberflächen
des Filters (Bilder 20 bis 23). Der Siebkorb weist einen Ausbruch mit ringförmiger Verformung in Höhe
des Abgangsstutzens auf (siehe Bild 23). Dieser kann aufgrund seiner Erscheinung auf ein sekundäres
Ereignis zurückgeführt werden, welches durch das frei ausströmende Medium aus dem Abgangsstutzen
nach dem Leitungsabriss zur Pumpe verursacht wurde. Außergewöhnliche Fremdkörper wurden im
Siebeinsatz nicht vorgefunden.
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Bild 20: geöffnetes Ecksieb mit den Bauteilen des Verschlusses
Bild 21: geöffnetes Ecksieb, Blick in das Gehäuse mit dem darin enthaltenen Siebkorb
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Bild 22: Siebkorb, aus dem Gehäuse entnommenen
Bild 23: Beschädigung am unteren Ende des Siebkorbes mit kreisförmigem Ausbruch
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Nach der Bergung der untersuchungsrelevanten Bruchstücke erfolgte eine Zuordnung der Fundstücke
entsprechend ihrer ursprünglichen Lage im Rohrleitungsplan. Hierzu wurden Merkmale wie
Bruchflächenkontur und beispielsweise die Lage von Schweißnähten und Halterungsnocken
herangezogen. Eine Zuordnung der geborgenen Rohrbruchstücke Nr. 3, 24, 40 und 51 in den
Rohrleitungsplan bzw. an die entsprechenden Bruchstellen ist ebenfalls vorgenommen worden (siehe
Bild 24).
Bild 24: Zuordnung der ehemaligen Lage von Fundstück Nr. 3 am Fundstück 45 anhand der
Bruchkontur
2.3 Schlussfolgerung
Das Schadensbild sowie die Bergung und anschließende Erstbefundung der drucktragenden Teile lässt
den schon vermuteten Schluss zu, dass das Bersten der Umwälzpumpe als primäre Schadensursache
einzustufen ist. Den Schwerpunkt nachfolgender Betrachtungen und Untersuchungen wird folglich das
Umwälzsystem mit der havarierten Umwälzpumpe einnehmen.
3. Bestandsaufnahme
Im Verlauf der Bestandsaufnahme werden weitere Hintergrundinformationen und Rahmenbedingungen
gesammelt, welche im Zusammenhang mit dem Schadensfall stehen oder stehen könnten. Hierzu zählen
allgemeinen Informationen, Ordnungsprüfungen von Dokumentationen, ein Abriss der chronologischen
Abfolge der Ereignisse, eine verfahrenstechnische Beschreibung des Umwälzsystems sowie eine
Betrachtung der Betriebsweise anhand aufgezeichneter Betriebsdaten.
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3.1 Allgemeine Informationen
Die E.ON Kraftwerke GmbH betreiben an ihrem Standort in Großkrotzenburg derzeit zwei
Kraftwerksblöcke. Den mit Erdgas befeuerten Block 4 sowie den mit Steinkohle befeuerten Block 5. Die
Blöcke 1 bis 3 wurden bereits stillgelegt. Der vom Schadensereignis betroffene Block 5 wurde im Jahr
1992 in Betrieb genommen und erzeugt neben Strom auch Fernwärme in Kraftwärmeauskopplung.
Tabelle 1 enthält die wesentlichen Betriebsdaten der Kesselanlage. Die Herstellung des
drucktechnischen Teils erfolgte nach den derzeit gültigen Technischen Regeln für Dampfkessel (TRD,
[2]) und dem Regelwerk des Verbandes der Großkraftwerksbetreiber (VGB).
Betriebsdaten:
Herstell-Nr.: 12668
Max. zul. Druck PS [bar]: 285 bar (HD)**, 70 bar (ZÜ)
**verfahrensbedingt ist der Druck im Speisewassersystem höher
Zul. min./max. Temp. TS [°C]: 545 (549) °C (nach Änderung 2012); 562 °C (ZÜ)
Prüfdruck PT [bar] 380 (HD-Teil) erstmalig, 90 (ZÜ-Teil) erstmalig
Feuerungswärmeleistung: 1.370 MW
Dampfleistung zul.: 1.652 t/h (lt. Genehmigung)
Leistung elektrisch 510 MW (el) Netto
Leistung Fernwärme 300 MW (th)
Hersteller: Deutsche Babcock AG, Oberhausen
Beheizungsart: Steinkohle, Heizöl, Petrolkoks, Klärschlamm
Angewendete Technische Regeln/ Normen: TRD
Baujahr: 1991
Betriebsstunden seit Inbetriebsetzung (IBS) : ca. 150.000 h
Tabelle 1: Angaben zum Dampferzeuger Block 5 anhand Betriebshandbuch und betrieblichen
Aufzeichnungen
Der Dampferzeuger ist als einzügiger Zwangdurchlauf-Wasserrohrkessel der Bauart Benson mit
Umwälzsystem ausgeführt. Der beheizte Speisewasservorwärmer, die Überhitzer und Zwischen-
überhitzer sind unabsperrbar. Die Anlage wird ständig durch das Betriebspersonal beaufsichtigt. Die
Wasseraufbereitung und auch die Überwachung erfolgt entsprechend den Anforderungen der VGB R 450
L bzw. VGB Standard S-010.
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3.2 Ordnungsprüfung
Im Hinblick auf die Bewertung eines ordnungsgemäßen Anlagenbetriebes wurde das Prüfbuch der
Kesselanlage gesichtet. In diesem Zusammenhang lässt sich die Chronologie des kesseltechnischen
Teils des Blocks 5 wie folgt nachvollziehen:
August 1989 – Genehmigung Block 5 Die Genehmigung, auf Grundlage des Bundes-Immissionsschutzgesetzes für den Bau und den Betrieb
des Kraftwerkblocks 5, wurde am 31. August 1989 durch das Regierungspräsidium Darmstadt mit dem
Aktenzeichen V32 – 53 e 621 - Preag -37 (8) erteilt. Diese Genehmigung beinhaltet auch die
dampfkesseltechnische Erlaubnis nach der derzeitig gültigen Dampfkesselverordnung (DampfkV).
Oktober 1991 – Bau- und Druckprüfung Dampfkessel Fabrik Nr. 12668
Die Bau- und Druckprüfung des Dampfkessels wurde durch die Staatliche Technische Überwachung
Hessen TÜH begleitet und hat am 24.10.1991 stattgefunden. Die Höhe des erstmaligen Prüfdruckes ist
mit 380 bar im Hochdruckteil angegeben.
Juni bis November 1992 – Abnahmeprüfung der Dampfkesselanlage
Die Abnahmeprüfung durch die Staatliche Technische Überwachung Hessen TÜH erfolgte mit Ausstellen
der Bescheinigung vom 14.12.1992
August 2007 – Austausch der Leittechnik // Verlegung der Warte
Die nach BetrSichV erforderliche Erlaubnis zur Änderung der Bauart der Dampfkesselanlage, im Hinblick
auf den Austausch des Leitsystems und die Verlegung der Warte des Blocks 5 in die Zentralwarte des
Blocks 4, wurde durch das Regierungspräsidium Darmstadt mit dem Aktenzeichen IV/F - 45.3/Fre –
002859 – E- DK- 31/07 am 21. August 2007 erteilt. Der Erlaubnis liegt die gutachterliche Äußerung
Nr.: IS-F- 07-370 vom 11.05.2007 des TÜV Hessen zugrunde.
April 2012 - Erhöhung Frischdampftemperatur
Die nach BetrSichV erforderliche Erlaubnis zur Erhöhung der Frischdampftemperatur, von den bereits
genehmigten 545 °C auf 549 °C, wurde durch das Regierungspräsidium Darmstadt mit dem
Aktenzeichen IV/F - 45.3 gj – 002859 – E- DK- 11/12 am 26. April 2012 erteilt. Der Erlaubnis liegt die
gutachterliche Äußerung Nr.: IS-F- 06-12-800 vom 02.04.2012 des TÜV Hessen zugrunde.
Wiederkehrende und außerordentliche Prüfungen wurden unter Beachtung und Einhaltung der
gesetzlichen Prüfzyklen durchgeführt. Auf einen Zusammenhang zwischen dokumentierten Änderungen,
Schäden und Reparaturen zum aktuellen Schadenereignis kann nicht geschlossen werden.
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3.3 Chronologische Abfolge der Ereignisse
Den chronologischen Ablauf des Schadensereignisses aus Sicht des Kraftwerkbetreibers beschreibt die
durch E.ON durchgeführte Fehler-Ursachen-Analyse (RCA) Teil 1 „Beschreibung des Schadensablaufs“.
Der nachfolgende Ablauf ist hieraus entnommen:
„Der Block 5 des Kraftwerks Staudinger wurde seit den frühen Morgenstunden des 12.05.2014 regulär
und ohne besondere Vorkommnisse, und ohne festgestellte Dampfaustritte im Kesselhaus, betrieben. Es
fanden mehrere Lastwechsel zwischen ca. 420 MW(el) und 510 MW(el) statt. Ab 18.30 Uhr wurde der
Block mit Volllast bei 510 MW(el) mit eingeschaltetem Sekundärregler betrieben. Es waren 4 Mühlen und
2 Speisepumpen in Betrieb. Die Umwälzpumpe war außer Betrieb; der Verdampfungspunkt lag im
Verdampferbereich und somit war die Anfahrflasche leer. Gegen 18.30 Uhr startete ein Routinerundgang
durch einen Rundgänger von der Leitwarte aus, zu dessen Aufgaben auch Tätigkeiten gehörten, die sich
auf das Ausräumen der Kohlemühlen und der dazu erforderlichen Arbeiten zwischen der Ebene -4,5
Meter und der Ebene 13 Meter beziehen. Der Rundgänger befand sich nach seiner Aussage kurz vor
18.55 Uhr auf der Ebene 0 Meter, um eine Störung am Entsorgungsschieber der Mühle 10 zu beseitigen,
als er ein Geräusch, das sich als kurzes „Ploppen“ beschreiben lässt, und dann einen Dampfaustritt mit
lautem Zischen im Bereich der Umwälzpumpe wahrnahm. Daraufhin eilte er umgehend zur Leitwarte. Die
leittechnische Auswertung ergab, dass die Störung des Schiebers der Kohlemühle erst um 18.58 Uhr
eintrat. D.h. die Zeit zwischen Dampfaustritt und Berstvorgang betrug ca. 5 Minuten. Von der Leitwarte
starteten sofort 5 Personen zur näheren Erkundung des zu unterstellenden Dampfaustritts (weitere 3
Personen verblieben auf der Warte). Sie nahmen auf dieser Erkundung folgendes wahr:
Auf Ebene 13 Meter Dampfentwicklung in darunter liegenden Bereichen;
Auf Ebene 6,5 Meter Dampfschwaden, die durch Bodendurchführungen nach oben drangen und
auf einen Schaden unterhalb der 6,5 Meter Bühne hindeuteten;
Auf Ebene 0 Meter: massive Dampfschwaden im Bereich der Fernwärmeheizer und unterhalb
der Umwälzpumpe.
Die Begehung erfolgte jeweils über den Treppenhausturm (Nr.1). Die Geräuschentwicklung wurde durch
das sich vor Ort befindliche Bedienpersonal als stetig steigend und trotz Gehörschutz als unangenehm
empfunden. Auf Ebene 0 Meter war eine deutlich fühlbare Vibration (ähnlich derjenigen in der Nähe eines
Flugzeugtriebwerks) zu spüren. Aufgrund der gefühlten Gefahr verließ das Bedienpersonal das
Kesselhaus wieder zügig ins Treppenhaus (auf Ebene 0 Meter) und schloss die Tür, die einschnappte.
Danach, innerhalb weniger Sekunden, erfolgte dann laut Aussage der Schichtmitarbeiter das Bersten.
Ab 18.58 Uhr wurde ein Temperaturanstieg im Umwälzkreislauf (vor Umwälzpumpe) auf der Warte
registriert (zunächst ein geringer Anstieg von 276 auf 282°C, d.h. 6K, dann ab 19.00 Uhr 20 sec ein
deutlicher Anstieg von 282 auf 403°C, d.h. 121K). Ab 19.03 Uhr 28 sec indizierten die ersten Messungen
Störungen (z.B. Kohlemühle 10, Level Flasche, Umwälzregelventil, Kesselschutz Ebene 10, etc.),
weshalb das Bersten dieser Uhrzeit zugerechnet werden kann. Um 19.03 Uhr 43 sec sprach der
Generator- und Blockschutz an und führte zum Schwarzfall aufgrund eines Kurzschlusses durch ein
herabfallendes Fassadenteil auf die oberseitige Freileitung am Maschinentransformator (neben dem
Kesselhaus). Um 19.03 Uhr 50 sec wurde per Hand der Schnellschluss auf der Warte betätigt. Aufgrund
des Berstens und des dadurch bedingten Dampfaustrittes entschied das Bedienpersonal, die
Werkfeuerwehr zu alarmieren“
Die Beschreibung des Schadensablaufes deckt sich mit der Hypothese der Schadensbeschreibung des
vorgehenden Kapitels und rückt den Umwälzkreislauf in den Focus weiterer Betrachtungen.
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3.4 Beschreibung des Umwälzsystems
Ein vereinfachtes Schema des Umwälzsystems ist im Bild 25 dargestellt. Im Wesentlichen setzt sich das
System aus dem Abscheider, der Anfahrflasche, einem differenzdrucküberwachten Ecksieb, der
Umwälzpumpe, dem druckseitigen Regelventil, einer Rückschlagklappe und den zugehörigen
Rohrleitungen zusammen.
Rohrleitungstechnisch besteht das System hauptsächlich aus der unabsperrbaren Saug- und
Druckleitung, weiterhin zugehörig sind die Mindestmengenleitung, die Warmhalteleitung und die NPSH-
Einspritzleitung. Tabelle 2 enthält die wichtigsten Daten der Leitungen.
KKS-Nr.: Bezeichnung Durchmesser
[mm]
Wanddicke
[mm]
Werkstoff
05HAG10 Saug-/Druckleitung Di=270/ Di=230 25 / 20 15 NiCuMoNb 5
05HAG20 Mindestmengenleitung 133 17,5/20 15 Mo 3
05HAG50 Warmhaltung 38 6,3 15 Mo 3
05LAH10 Anfahrleitung Di=280 24/37 15 NiCuMoNb 5
05LAE47 NPSH-Leitung 76,1 12,5 15 Mo 3
Tabelle 2: Wesentliche Rohrleitungen im Umwälzsystem
Im Umwälzsystem wird das im Betrieb des Kessels an den Abscheidern angefallene Wasser über eine
Umwälzpumpe dem Speisewasser wieder zugeführt. Wasser fällt überwiegend während des An- und
Abfahrvorganges sowie bei Schwachlastphasen an, hier wird das aus dem Verdampfer austretende
Wasser/ Dampfgemisch in den vier Abscheidern getrennt. Der Dampf strömt zu den Überhitzern und das
anfallende Wasser gelangt in die Anfahrflasche. Von der Anfahrflasche wird das Siede(wasser) durch die
Saugleitung der Umwälzpumpe geleitet und gelangt über die Pumpendruckleitung in die
Speisewasserleitung vor Economisereintritt.
Die Umwälzmenge von 0-150 kg/s wird in Abhängigkeit des Flaschenfüllstands (5m-18m) über ein
motorisch angetriebenes Mengenregelventil geregelt. Bei fallendem Höhenstand in der Anfahrflasche
regelt die Umwälzung die Menge laut Kennlinie zurück. Die Speisewasserpumpe regelt dann die fehlende
Menge der Umwälzung aus. Bei steigendem Höhenstand in der Anfahrflasche geschieht dieses in
umgekehrter Folge.
Die Pumpe wird über Grenzwerte des minimalen und des maximalen Füllstandes angesteuert. Das
Anfahren der Pumpe erfolgt gegen das geschlossene Regelventil.
Bei einem Kaltstart werden Eco und Verdampfer mit Wasser gefüllt, bis ein Wasserstand in der Flasche
registriert wird. Der Flaschenfüllstand für die Freigabe der Umwälzpumpe muss hierbei ca. 13 m
betragen. Bei laufender Umwälzpumpe erfolgt anschließend die Beaufschlagung mit Fremddampf. Ist die
erforderliche Verdampferdurchflussmenge sichergestellt (143 kg/s) wird die Feuerung freigegeben.
Beim Übergang des Umwälzpumpen- auf den Benson-Betrieb wird die gesamte Wasser im Verdampfer
verdampft, in der Anfahrflasche kommt kein Wasser mehr an. Bei Erreichen des minimalen Füllstandes
von 5 m und einer Speisewassermenge von 152 kg/s schaltet sich die Pumpe ab.
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Beim Übergang vom Benson-Betrieb auf den Umwälzpumpen-Betrieb startet die Pumpe bei einem
Flaschenlevel >5,5m, einer Speisewassermenge von < 152 kg/s und einem Flaschendruck < 160
bar.Gemäß Betriebsanleitung kann der Kessel auch ohne Umwälzung gefahren werden. In diesem Fall
wird das anfallende Wasser auf den Entspanner geführt. Die im Verdampfer aufgenommene Wärme geht
verloren.
Bild 25: Vereinfachtes Schema des Umwälzsystems
3.4.1 Umwälzpumpe
Die in das Umwälzsystem integrierte Pumpe hat die Aufgabe das in der Anfahrflasche gesammelte
Wasser in den Speisewasserkreislauf zurückzuführen. Hierbei muss die Pumpe die im Eco und im
Verdampfer auftretenden Druckverluste überwinden. Es war eine Pumpe der Firma KSB installiert,
folgende Daten lassen sich der havarierten Pumpe zuordnen:
Hersteller BJ H TS
[°C]
PS
[bar]
PT
[bar]
Gewicht
(ges.)
[kg]
Q
[l/s]
Typ
KSB
Frankenthal
1991 200 m Pumpe 370
Motor 100
339 509 13.100 266,6 LUVA 200-
410/1
Tabelle 3: Daten Umwälzpumpe Herstell-Nr.: 2-152-634223/1; 2-152-634220; KKS-Nr.: 5 HAG10 AP001
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Die Pumpe ist als stopfbuchslose Umwälzpumpe konzipiert. Bei dieser Konstruktion bildet die Pumpe
sowie deren Antriebsmotor eine gekapselte Einheit. Der Antriebsmotor ist ein Nassläufer mit
mediumgeschmierter Lagerung.
Bild 26: links: Längsschnitt der Umwälzpumpe mit Pumpe und Motor in zugehörigen Gehäuseteilen rechts: Gesamtansicht (keine Schweißnahtdetails), Quelle: KSB
In den Gleitlagerungen entstehende Wärme wird über einen temperaturüberwachten
Hochdruckkühlkreislauf abgeführt. Das Pumpengehäuse ist über Dehnbolzen mit dem Motorgehäuse
verbunden. Beide Gehäuseteile stehen im Betrieb unter vollem Druck.
Um den heißen Pumpenteil vom Motorteil zu trennen, wird zwischen das oben liegende halbkugelförmige
Pumpengehäuse und dem darunter angeordnetem Motorgehäuse eine Wärmesperre installiert. Die
Wärmesperre ist über 16 Schrauben mit dem Motorgehäuse verbunden.
Das Pumpenaggregat ist vertikal im Rohrleitungssystem angeordnet und bildet keinen Festpunkt im
System. Das Gewicht des Aggregates wird über die Saug- und Druckleitung und deren
Auflagerkonstruktion im Stahlbau abgetragen.
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3.4.1.1 Pumpengehäuse
Gem. den vorliegenden Unterlagen ist das Pumpengehäuse als Schweißkonstruktion ausgeführt und
besteht hauptsächlich aus dem geschmiedeten halbkugelförmigen Boden ohne zylindrischem Bord, dem
angeschweißten, aus Blech gefertigten Flansch, dem volltragend eingeschweißten Saugstutzen (W1),
dem aufgeschweißten Druckstutzen (W2), den aufgeschweißten Thermohülsen sowie einer Entleerung in
der Handhabungsnut der Flansch Bodenverbindung. Der Anschlussflansch zur Abdichtung der
Wärmesperre ist als innenliegender Flansch mit innenliegender Spiraldichtung und einer
Handhabungsnut (Bearbeitungsnut) konstruiert. Dieser ist stumpf vor den halbkugelförmigen Boden
mittels V-Naht geschweißt (W3). Für die Hauptnähte W1-W3 kam das UP-Verfahren zur Anwendung. Die
Nähte wurden nach dem Schweißen wärmebehandelt. Bild 27. zeigt die Schweißkonstruktionszeichnung
des Pumpengehäuses im Halbschnitt ohne Druckstutzen und Entwässerung.
Bild 27: Pumpengehäuse Schweißkonstruktionszeichnung (Halbschnitt), Quelle: KSB
Als zerstörungsfreie Prüfverfahren kamen die Sichtprüfung, Ultraschallprüfung sowie die
Oberflächenrissprüfung zum Einsatz. Die Schweißnähte W3, W4 und W5 wurden zusätzlich einer
Härteprüfung unterzogen.
W5
Temperatur- messung
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3.4.1.1.1 Dimensionierung des Pumpengehäuses
Den seitens des Herstellers vorgelegten Unterlagen ist zu entnehmen, dass das Pumpengehäuse
entsprechend der Technischen Regel für Dampfkessel (TRD) [2] sowie der DIN 3840 [3] ausgelegt
wurde. Im Hinblick auf Wechselbeanspruchung durch Innendruck und Temperaturänderungen wird die
TRD 301 Anlage 1 herangezogen [4]. Die herstellerseitig vorgelegten Berechnungsunterlagen beinhalten
die Rechenergebnisse für den Anschlussbereich des Saugstutzens an den Halbkugelboden. Im
Rechenansatz wurde der größte Ausschnittsbereich als schwächste Stelle nach TRD identifiziert. Über
den Innendruck hinaus wurden keine zusätzlichen äußeren Kräfte und Momente berücksichtigt.
3.4.1.1.2 Werkstoffe
Als Werkstoff für das Pumpengehäuse wurde der 15 NiCuMoNb 5 (Werkstoff Nr. 1.6368) verwendet,
auch unter der Werkstoffbezeichnung WB36 bekannt. Der Werkstoff kann der Gruppe der
niedriglegierten, warmfesten Stähle zugeordnet werden. Er zeichnet sich durch eine hohe Festigkeit
insbesondere im Warmstreckgrenzenbereich aus und wird häufig im Kraftwerksbereich für den
Rohrleitungs- und Behälterbau eingesetzt. Als Werkstoffspezifikation werden gemäß der
Abnahmeprüfzeugnisse die VdTÜV-Werkstoffblätter 377 sowie Spezifikationen des Pumpenherstellers
KSB genannt. Es ist bekannt, dass sich bei diesem Werkstoff betriebsbedingte (Temperatur und Dauer)
Zähigkeitsabnahmen feststellen lassen. Ob dieser Zähigkeitsverlust am Pumpengehäuse eingetreten ist
und ob dieses Werkstoffverhalten einen Beitrag zum Schadensereignis geleistet hat, ist mit den
werkstofftechnischen Untersuchungen zu klären.
Bauteil Erzeugnisform Werkstoff Schmelze
Nr.
Probe
Nr.
Liefer-
zustand
Bemerkung
Halbkugelboden Schmiedeteil 15 NiCuMoNb 5 119 068 06848 vergütet --
Saugstutzen Schmiedeteil 15 NiCuMoNb 5 400167 948 vergütet --
Druckstutzen Schmiedeteil 15 NiCuMoNb 5 835595 949 vergütet --
Flansch Blech 15 NiCuMoNb 5 77958 04630 vergütet Z35
Schrauben -- 21 CrMoV 5-7 -- -- -- M 80 x 2
16 Stück
Tabelle 4: Bauteile Pumpengehäuse
3.4.1.2 Pumpenhistorie – Wartung, Reparatur, Prüfungen
Seitens des Pumpenherstellers KSB wurde 1991 eine komplette Pumpe mit der Werks-Nr.:
2-152-634220/1 sowie ein Reserveeinschub ohne Pumpengehäuse mit der Werks-Nr.: 2-152-634-223/1
geliefert. Der Reserveeinschub wurde beim Betreiber vorgehalten. Für folgende Revisionen bzw.
Umbaumaßnahmen wurden seit der Inbetriebnahme im Jahr 1992 Unterlagen in Form von KSB
Serviceberichten vorgelegt:
18.07.2010 - 19.07.2010 Austausch Kesselumwälzpumpe aufgrund Wicklungsschaden des Motors,
Es wurden das komplette Motorgehäuse sowie der Motor ausgetauscht.
Für den Motortausch wurde das Motorgehäuse vom Pumpengehäuse gelöst
und der alte Einschub durch den Reserveeinschub mit der Werks-Nr.:
2-152-634-223/1 ersetzt. Nach Montage des Reserveeinschubes am
Bestandspumpengehäuse erfolgte die Wiederinbetriebnahme durch den
Betreiber. Über weitergehende Inspektionen am Pumpengehäuse sind im
Servicebericht keine Vermerke vorhanden.
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25.06.2012 - 29.06.2012 Teilrevision an der Umwälzpumpe mit folgenden Tätigkeiten:
Spülen des Motors
Demontage des Axiallagerdeckels
Demontage des unteren Axiallagers
Inspektion Radial- und Axiallager
Begutachtung des unteren Wickelkopfes
Öffnen des Zyklonabscheiders inkl. Reinigen
Austausch von Dichtungen und O-Ringen
Bei den durchgeführten Untersuchungen ergaben sich keine Beanstandungen. Das Pumpengehäuse
wurde im Rahmen dieser Teilrevision nicht geöffnet. Die Arbeiten beschränkten sich auf das
Motorgehäuse.
14.12.1992 – 12.05.2014 Auswertung der Prüfprotokolle über wiederkehrende Prüfungen nach
DampfkV [II] bzw. BetrSichV [I]
Im Betriebszeitraum wurden Druckprüfungen im Rahmen der wiederkehrenden Prüfungen sowie im Zuge
von Reparaturmaßnahmen der Kesselanlage durchgeführt. Der unabsperrbare Umwälzkreislauf und
somit auch die Umwälzpumpe waren in diese Druckprüfungen einbezogen. Die letzte durchgeführte
Druckprüfung ist im Kesselprüfbuch auf den August 2011 datiert. Die Prüfdruckhöhe wurde mit 376 bar
angegeben. Weitere die Umwälzpumpe betreffenden Bemerkungen können den Prüfprotokollen nicht
entnommen werden.
12.07.2012 – Ultraschallprüfung des Pumpengehäuses
Der vorliegende Prüfbericht mit der Report-Nr.: 12/0712-1 wurde durch die Firma SGS Gottfeld NDT
Service erstellt und weist als Prüfdatum den 12.07.2012 aus. Die Prüfung wurde am Pumpengehäuse
von außen durchgeführt. Ziel war es Risse im Bereich der inneren Gehäuseoberfläche zu detektieren.
Hierzu wurde eine manuelle Ultraschallprüfung nach dem Phased Array Verfahren (PA) durchgeführt.
Gegenüber dem konventionellen Verfahren mit einem starren Prüfkopf kann durch die Gruppenstrahler-
Technik in einem Prüfgang ein ganzer Bereich mit mehreren Einstrahlwinkeln in einem Prüfgang
untersucht werden. Somit werden Fehler unterschiedlicher Lage verbessert erfasst. Zur durchgeführten
Prüfung wurde ein Sektor Scan von -10°bis +30° gewählt. Es wurden keine Anzeigen festgestellt, die auf
Risse schließen lassen.
Die Aussagekraft des Prüfberichtes ist begrenzt, da eine Prüfanweisung, die die Reproduzierbarkeit der
durchgeführten Prüfung zulässt, nicht vorliegt. Weitere Begründungen für den Anlass der US-Prüfung
sind dem Protokoll nicht zu entnehmen.
3.5 Betriebsweise
Um eine Bewertung der Betriebsweise des Umwälzsystems zu ermöglichen und hieraus gegebenenfalls
einen Zusammenhang zum aufgetretenen Schaden herstellen zu können, werden die Betriebsdaten der
letzten vier Jahre analysiert. Die Daten wurden durch den Betreiber aus dem Leitsystem ausgelesen und
in Form von Excel-Tabellen bereitgestellt. Diese Vorgehensweise erscheint konservativ im Hinblick auf
die Flexibilisierung der Kraftwerksfahrweise der letzten Jahre, infolge geänderter Anforderungen des
Strommarktes.
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3.5.1 Beschreibung der Druck, Temperaturveränderungen bei verschiedenen Lastfällen
Für die Lastfälle Kaltstart, Warmstart, Heißstart und Lastwechsel wurden typische Zeitverläufe dargestellt
und analysiert. Aufgenommen wurden hierin nachfolgende Messstellen:
05HAG10 CT001 - Temperatur an der Innenfaser des Pumpengehäuses
05HAG10 CT001 - Temperatur an der mittleren Faser des Pumpengehäuses
05HAG01 CP901 - Druck an der Anfahrflasche
05CJA00 DU125 – Feuerungsleistung
Der Pumpenstatus wird über das Signal
05HAG10 AP001 – Umwälzpumpe AN/AUS
abgefragt.
Maßgebend sind insbesondere die Betriebszustände bei denen die Pumpe startet. In diesem Zustand
sind die für eine Schädigung durch Wechselbeanspruchung mitverantwortlichen Temperaturgradienten
am größten. Das Pumpengehäuse wird auf der Innenseite mit dem Wasser aus der Anfahrflasche
beaufschlagt, während die äußeren Bereiche noch die Temperatur aus dem vorherigen
„Beharrungszustand“ aufweisen. Die Folge der Temperaturunterschiede sind Druckspannungen an der
wärmeren Faser und Zugspannungen an der kälteren Faser, welche sich den herrschenden Spannungen
aus Innendruck überlagern. Um die auftretenden Spannungen zu quantifizieren werden in einem weiteren
Schritt der Schadensanalyse diese Lastkurven für eine Spannungsanalyse des Pumpengehäuses
herangezogen. Als Ergebnis erhält man zu jedem Zeitpunkt der Lastkurven eine berechnete
Vergleichsspannung im betrachteten Bauteilbereich. Anhand dieser Spannungen und der Anzahl der
gefahrenen Lastzyklen wird eine Ermüdungsberechnung durchgeführt.
3.5.2 Betrieb des Umwälzsystems am Schadenstag
Der Kessel wurde in der Nacht vom 11.05.2014 zum 12.05.2014 aus dem kalten Zustand angefahren.
Die Kesselanlage war wegen Reparaturarbeiten an der Turbine außer Betrieb. Den leittechnischen
Aufzeichnungen kann entnommen werden, dass gegen 6.30 Uhr der Verdampfungspunkt im Verdampfer
liegt (Bensonbetrieb) und kein Wasser mehr in der Anfahrflasche anfällt. Die Umwälzpumpe schaltete zu
diesem Zeitpunkt ab. Im weiteren Verlauf fanden einige Lastwechsel statt. Die Umwälzpumpe befand sich
zum Eintritt der Havarie nicht in Betrieb.
Bild 28 gibt die aus dem Leitsystem ausgelesenen Verläufe der Temperaturen des Pumpengehäuses
sowie der Temperatur und dem Druck an der Anfahrflasche ca. 8 Minuten vor Eintritt des Schadens
wieder. Die in der Anfahrflasche positionierte Temperaturmessung verzeichnet vor dem Schadenseintritt
zuerst einen leichten und dann einen steileren Anstieg der Temperatur von etwa 285 °C auf 412 °C. Die
Temperaturen am Pumpengehäuse fallen von dem gleichen Niveau kommend zunächst leicht ab. Kurz
vor Eintritt des Schadensereignisses steigt die Temperatur an der Innenfaser des Gehäuses noch auf ca.
312 °C, bis dann die Temperaturmessungen am Pumpengehäuse versagen. Das Druckniveau betrug bis
zum Zerknall ca. 292 bar und fiel dann schlagartig ab. Ausgehend von der Leckage und dem damit
verbundenen Druckverlust an der Pumpe entleert sich zunächst der Wasserstand in der Anfahrflasche
über das Pumpengehäuse. Nachdem sich die Flasche entleert hat strömt wärmeres Medium mit in etwa
Verdampferaustrittstemperatur nach. Die Temperatur im unteren Bereich der Flasche steigt an, während
sich die Saugleitung und anschließend auch die Pumpe entleeren. Kurz vor dem Zerknall des
Pumpengehäuses strömt das Fluid in das bzw. aus dem Pumpengehäuse, was den Temperaturanstieg
an der Innenfaser erklärt.
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Seite 30
Bild 28: Aufzeichnungen des Leitsystems zum Schadenszeitpunkt am 12.05.2014
3.6 Wasserchemie
Die Wasserchemie entspricht den einschlägigen Bestimmungen für konventionelle Kraftwerke,
entsprechend VGB Standard S-010. Separate Probeentnahmestellen zur Wasseranalyse sind im
Umwälzsystem nicht installiert.
4. Schadenshypothese
Der in Kapitel 3.3 beschriebene chronologische Ablauf der Ereignisse, die Aussagen des
Betriebspersonals, die Kenntnis über die dynamische Belastung der Umwälzpumpe und die
Aufzeichnungen des Leitsystems lassen den Zerknall des Pumpengehäuses als primäre
Schadensursache sehr wahrscheinlich erscheinen. Diese These wird durch die Ausbildung der am
Schadensort vorgefundenen und makrofraktografisch beurteilten Bruchflächen untermauert. Während
das zweigeteilte Pumpengehäuse Anteile eines Ermüdungsbruches mit Restgewaltbruchfläche aufweist,
können weitere Bruchflächen z.B. an den Abgängen des Filtergehäuses oder der Rohrleitung als reine
Gewaltbruchflächen identifiziert werden. Des Weiteren wurde im Zuge der Schadensuntersuchung
bekannt, dass bei Revisionen an anderen Kraftwerksstandorten Risse in Umwälzpumpen detektiert
wurden. In Kenntnis dieser Zusammenhänge und Tatsachen konzentrieren sich die weiteren
Schadensuntersuchungen auf den drucktragenden Teil der Umwälzpumpe. Die Untersuchungen teilen
sich in die Beurteilung der Bruchfläche (Fraktografie) und in die werkstofftechnischen Untersuchungen
auf. Ergänzend wird eine Spannungsanalyse und bruchmechanische Bewertung mit Hilfe einer FEM-
Analyse durchgeführt.
100
150
200
250
300
350
400
450
500
0
50
100
150
200
250
300
350
[°C] [bar]
[Zeit]
Ausgewählte Prozeßdaten_12.05.2014
19:00:00 Uhr 19:05:00 Uhr
05HAG01CP901 Druck Anfahrflasche
05HAG01CT002 Temperatur Anfahrflasche
05HAG10CT010 Temperatur Pumpengehäuse mittlere Faser
05HAG10CT001 Temperatur Pumpengehäuse innere Faser
Entleerung Flasche
Entleerung Saugleitung + Pumpe
Austritt aus Pumpe
Zerknall
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5. Einzeluntersuchungen
5.1 Vermessen des Pumpengehäuses/ Scan
Um die Bauteilgeometrie sowie die Topografie der Bruchfläche vor Durchführung der zerstörenden
Werkstoffprüfung zu dokumentieren, wird ein drei dimensionaler Scan des havarierten Pumpengehäuses
durchgeführt. Die Untersuchung erfolgt mit Hilfe eines Weißlichtscanners. Als Resultat wird ein
hochwertiges 3D-Modell erhalten. Das Modell kann erste Detailaufschlüsse über die Lage und
Beschaffenheit der Bruchflächen liefern oder auch mit den idealen Designdaten des CAD-Modells
verglichen werden. Darüber hinaus liefert das Modell Anhaltspunkte für die nachfolgenden
Probeentnahmen. Die Untersuchungen wurden durch das Scanlabor Egloff in Gladbeck durchgeführt. Die
zwei Bruchstücke des Pumpengehäuses wurden zu diesem Zweck an das Scanlabor übersendet.
5.2 Zerstörungsfreie Werkstoffprüfung
Vor Durchführung der werkstofftechnischen Untersuchungen und der Probenahme wird eine
mechanisierte Ultraschallprüfung des Pumpengehäuses durchgeführt. Die Prüfaufgabe hat die Firma
Müller & Medenbach (MuM) aus Gladbeck übernommen. Ziel der Untersuchung ist die Abbildung und
Charakterisierung der Bruchflächen anhand der gewählten Prüfmethodik und somit eine Verifizierung des
Prüfverfahrens an sich. Darüber hinaus soll die Prüfung Erkenntnisse im Hinblick auf eventuell
vorhandene, parallel verlaufende Nebenrisse liefern. Diese Bereiche sind insbesondere für die
Metallografie interessant und werden bevorzugt untersucht.
5.3 Werkstofftechnische Untersuchung
Die werkstofftechnischen Untersuchungen werden durch die TÜV Rheinland Werkstoffprüfung GmbH
(TW) durchgeführt. Ziel ist hier der Abgleich des Ist-Zustandes mit dem Soll-Zustand gem. der in den
Werkstoffnormen bzw. VdTÜV-Blättern spezifizierten Vorgaben. Auch soll der unter 3.4.1.1.2
angesprochene Zähigkeitsverlust des verwendeten Werkstoffes (WB36) geprüft werden. Die
Untersuchungen werden am geschmiedeten Gehäuseoberteil sowie an der zweiten Bruchhälfte, dem aus
Blech hergestellten Flansch, durchgeführt.
Folgende Prüfverfahren kommen zur Anwendung:
Bestimmung der chemischen Zusammensetzung mittels optischer Spektralanalyse/
Funkenemission
Bestimmung der mechanischen Kennwerte (Rp0,2, Rm, A, Z) mittels Zugversuch an
Rundzugproben bei Raumtemperatur, 300°C und 450°C
Kerbschlagbiegeversuch zur Bestimmung der verbrauchten Schlagenergie an Proben mit V-Kerb
bei verschiedenen Temperaturen einschließlich erstellen der KV-T Kurve und Ermittlung der
Übergangstemperatur (Kriterium: kristalliner Bruchanteil <= 50%)
Um weitere Erkenntnisse über den schadensverursachenden Mechanismus zu erhalten und
gegebenenfalls Aussagen zum zeitlichen Bruchverlauf tätigen zu können, wird die Bruchfläche im Sinne
einer fraktografischen Analyse sowohl makroskopisch als auch mikroskopisch untersucht. Die
mikroskopischen Untersuchungen werden mit Hilfe eines Rasterelektronenmikroskops (REM)
durchgeführt und erfolgen an Proben, die der primären Leckagestelle und an einer gegenüberliegenden
Seite des Pumpengehäuses entnommen wurden.
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Es werden zunächst zwei Bereiche von der Bauteilinnenseite bis zum Restgewaltbruch im Übergang zur
Außenseite systematisch untersucht. Die Bereiche werden hauptsächlich auf Merkmale wie Rastlinien
und Schwingstreifen untersucht, um die Rissart als Ermüdungsriss zu bestätigen.
Zur Bestimmung der Bruchflächenlage zur Schweißnaht wird ein Makroschliff angefertigt. Ein weiterer
Makroschliff soll den Sitz eines Schraubenbolzens in der Flanschkonstruktion veranschaulichen.
Mikroschliffe werden senkrecht zur Bruchfläche an markanten Stellen hergestellt. In Ergänzung zu den
Schliffuntersuchungen sollen noch Härtemessungen an der Schweißnaht durchgeführt werden.
5.4 Spannungstechnische Bewertung der Pumpenkonstruktion zum Anrissverhalten
Die spannungstechnische Bewertung soll einen Beitrag zur Klärung der Schadensursache leisten.
Darüber hinaus werden auf identischer Datenbasis vergleichende Berechnungen durchgeführt, die eine
spannungstechnische Beurteilung zwischen der Konstruktion von 1990 und der aktuellen, modifizierten
Konstruktion zulassen. Im Wesentlichen wurde bei der aktuellen Konstruktion das Pumpengehäuse im
Übergangsbereich Pumpenflansch/ Halbkugelboden geändert. Entsprechend Bild 29 ist die
Handhabungsnut entfallen.
Bild 29: Vergleich „Alte Geometrie“ und „Neue Geometrie“ des Pumpengehäuses.
Wegfall der Handhabungsnut, Quelle: KSB.
Darüber hinaus ist die Rundnaht zwischen Flansch und Halbkugelboden entfallen. Flansch, Halbkugel
und Saugstutzen werden als nahtloses, einteiliges Schmiedeteil ausgeführt. Lediglich der Druckstutzen
wird noch angeschweißt.
„Alte Geometrie“ „Neue Geometrie“
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Das Berechnungsmodell wird auf Grundlage der 3D-Vermessung und der vorliegenden Zeichnungen mit
der 3D-CAD Konstruktionssoftware CATIA erstellt. Dieses wird in das Finite-Element Programmpaket
Abaqus überführt. Unter der Ausnutzung der Symmetriebedingungen ergibt sich die in Bild 30
dargestellte Geometrie. Modelliert wurde ein Segment des Pumpengehäuses mit Saugstutzen,
Wärmesperre, Flanschbereich des Motorgehäuses und zugehöriger Zuganker bzw. Schraubenbolzen. Im
Bild ist der 3D-Vergleich der „Alten Gehäusegeometrie“ und der „Neuen Gehäusegeometrie“ dargestellt,
der Druckstutzen wurde nicht in die Betrachtungen einbezogen.
Bild 30: Auf Grundlage von Zeichnungen und Scan erstellte 3D-Geometrie Im ersten Berechnungsschritt wird der Spannungszustand im Montagezustand bestimmt. Die
aufzubringende Schraubenvorspannung kann über das in der Bedienungsanleitung [8] beschriebene
Anzugsverfahren sowie den Vorspannungsverlust über die Nachgiebigkeit von Schrauben, Gehäuse und
Dichtung hinreichend genau bestimmt werden. Zur Darstellung des Innendruckeinflusses wird
anschließend ein stationärer Zustand mit den zulässigen Betriebsparametern der Umwälzpumpe
berechnet.
Um Aussagen zur Rissinitiierung zu gewinnen, sollen die instationären, wiederkehrenden
Betriebszustände ausgewertet werden. Einen Einfluss auf den Zeitpunkt der Anrissbildung in Folge einer
Wechselerschöpfung haben im Wesentlichen die Geometrie des beanspruchten Bauteils, die
auftretenden Wandtemperaturdifferenzen und die Drucklastwechsel. Auch zu nennen ist der mögliche
Einfluss des Betriebsmediums, für den es in den zur Anwendung kommenden technischen Regeln neben
Hinweisen derzeit keine konkreten Berechnungsvorschriften existieren. Durch eine korrosionsgestützte
Rissbildung könnte sich die Wechselfestigkeit unter die Werte ohne diesen Einfluss reduzieren. Eine
rechnerische Erfassung wäre somit erschwert.
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Die Berechnung der instationären Zustände wird mit den seitens E.ON zur Verfügung gestellten
Betriebsdaten durchgeführt. Hieraus wurden bereits die für die wiederkehrenden Lastfälle, wie:
Kaltstart,
Warmstart,
Heißstart,
Lastwechsel (hier der Lastwechsel aus dem Bensonbetrieb in den Umwälzbetrieb),
typischen Verläufe herausgearbeitet. Darüber hinaus wurden die Drucklastwechsel ausgewertet, welche
unabhängig von aufgeführten Lastfällen am Pumpengehäuse wirken.
Die numerische Erfassung der Temperaturverteilung im Pumpengehäuse wird über eine inverse
Wärmübergangsanalyse durchgeführt. Über die Temperaturmesssung am Gehäuse kann der
Wärmeübergangskoeffizient ermittelt werden. Mögliche Temperaturschichtungsphänomene innerhalb der
Pumpe werden nicht berücksichtigt.
Als thermische Randbedingungen werden die nach außen isolierte Pumpenoberfläche, die nicht isolierten
Schrauben bzw. Pumpenflanschunterseite und das mit Kühlwasser gekühlte Motorgehäuse
berücksichtigt. Aus mechanischer Sicht fließt das Eigengewicht der Umwälzpumpe mit in die Berechnung
ein.
Anhand der für jeden Lastfall errechneten maximalen Spannungen kann eine konventionelle
Ermüdungsberechnung durchgeführt werden (z.B. TRD 301 Anlage 1, DIN EN 12952-3). Ziel der
Ermüdungsberechnung ist eine Aussage über den Grad der Erschöpfung infolge
Wechselbeanspruchung, welcher zur Rissinitiierung bzw. eines technischen Anrisses im Bauteil führen
kann. Aus dem Wert des Erschöpfungsgrades werden dann weitere Maßnahmen, wie zum Beispiel
besondere Prüfungen abgeleitet.
Für Aussagen zum Rissfortschritt werden bruchmechanische Berechnungen durchgeführt. In
Zusammenhang mit den Ergebnissen der Bruchflächenuntersuchung kann idealerweise ein zeitlicher
Verlauf von der Anrissbildung bis zum Bauteilversagen nachgebildet werden. Markante Bereiche in der
Bruchflächentopographie können hierbei als Anhaltspunkt dienen. Zum einen dient die Kenntnis des
Bruchfortschrittes dem Verständnis des aufgetretenen Schadensereignisses, zum anderen kann sie ggf.
als Entscheidungskriterium für den Weiterbetrieb des Anlagenteils, der Festlegung von Prüffristen und
Wahl des Prüfverfahrens nach Feststellen eines Anrisses herangezogen werden.
Die Modellbildung sowie die Berechnungen werden durch den E.ON Anlagenservice, Geschäftsbereich
Systemtechnik in Gelsenkirchen durchgeführt. Für Aussagen zur Bruchmechanik wird die MPA Stuttgart
eingebunden.
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6. Auswertung der Einzeluntersuchungen
6.1 Ergebnisse des Bauteilscans
Die 3D-Rekonstruktion des Pumpengehäuses zeigt deutlich die Unterschiede zwischen
Ermüdungsbruchfläche und Restgewaltbruchfläche auf. Die Ermüdungsbruchfläche verläuft von der
Innenseite des Gehäuses bis zur Gewaltbruchfläche im äußeren Gehäuseteil.
Bild 31: 3D-Rekonstruktion des Pumpengehäuses mit Unterscheidung in Ermüdungsbruchfläche und Restgewaltbruchfläche, Quelle: Untersuchungsbericht EON0122-01 der Firma StandZeit ergänzt um den Bereich der ersten Rissinitierung [13]
Eindeutig identifizierbar ist ein Bereich mit einem sehr geringen Anteil an Restgewaltbruchfläche und
einem hohen Ermüdungsanteil. In diesem Bereich wurde schon bei der Inaugenscheinnahme die für den
Bruch verantwortliche Riss-
initiierung vermutet. Auffällig ist
hier eine Bearbeitungskante,
die wohl der Ausgangspunkt für
die erste Rissbildung gewesen
ist. Es ist sehr wahrscheinlich,
dass sich kurze Zeit nach der
ersten Anrissbildung in diesem
Bereich umlaufend weitere
Ermüdungsanrisse gebildet
haben, die sich infolge ihres
Rissfortschrittes in gemeinsa-
men Rissfronten vereinigt
haben, siehe auch Bild 33.
vermuteter Bereich der ersten Rissinitiierung
Bild 32: Ansicht Bruchfläche von der Innenseite, mit Bearbeitungskante. Quelle: Untersuchungsbericht EON0122-01 der Firma StandZeit
Bearbeitungskante
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Bild 33: Detailausschnitt der Bruchfläche. Bereich der vermuteten Rissinitiierung. Quelle: Untersuchungsbericht EON0122-01 der Firma StandZeit [13]
Werden die Bruchflächen der zwei abgerissenen Teile (Glocke, Flansch) rechnergestützt
zusammengeführt, lässt sich der Leckagebereich nachbilden. Der Leckagebereich, welcher sich vor dem
Gehäuseabriss ausbildete, hat eine gemessene Länge von ca. 650 mm und Breite von 6 mm.
Bild 34: Rekonstruktion der Leckageabmessungen. Quelle: Untersuchungsbericht EON0122-01 der Firma StandZeit
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6.2 Ergebnisse der Ultraschalluntersuchung
Zusammengefasst kann festgestellt werden, dass mit der mechanisierten Ultraschallprüfung (phased
array) die Bruchfläche sowie auch die auf der Bauteilinnenoberfläche vorhandenen Bearbeitungskanten
bis hin zu Drehriefen abgebildet werden konnten. In keinem der geprüften Bereiche konnten im Umfeld
der Bruchfläche weitere Nebenrisse festgestellt werden. Hinweise für einen Bereich der bevorzugten
Probenahme haben sich durch die Ultraschalluntersuchung nicht ergeben.
6.3 Ergebnisse der werkstofftechnischen Untersuchung
Die Auswertung der chemischen Analyse, der durchgeführten Zugversuche sowie der
Kerbschlagprüfungen belegen den spezifizierten bzw. durch den Lieferanten bestätigten
Werkstoffzustand. Eine betriebsbedingte Alterung des Werkstoffes kann nicht festgestellt werden. Die
Mikroschliffe zeigen die für den Werkstoff 15 NicuMoNb 5 (WB36) typische bainitische Ausbildung.
Die Lage des Bruchverlaufs zur Schweißnaht ist im Makroschliff Bild 35 dargestellt. Es kann festgehalten
werden, dass sich die Bruchfläche außerhalb des Schweißnahtbereiches und innerhalb des
Grundwerkstoffes des Pumpenflansches befindet. Dieses gilt für den gesamten Umfang des Gehäuses,
lediglich im Bereich der Primärleckage klappt die Restgewaltbruchfläche in die Decklage der
Schweißnaht ab. Der Anriss hat sich innerhalb der „Handhabungsnut“ gebildet. Eine primäre Beteiligung
der Schweißnaht am Bruchverhalten kann ausgeschlossen werden. Auch zeigt der im Rahmen der
metallografischen Schliffuntersuchung bestimmte Härteverlauf über die Schweißverbindung keine
Auffälligkeiten.
In einem weiteren Makroschliff (Bild 36) ist die Sacklochbohrung des Pumpenflansches mit Innengewinde
und eingeschraubten Schraubenbolzen inkl. einem Teil des Schraubenschaftes zu sehen. Die Bohrung in
der Schraubenmitte dient der Aufnahme des Heizstabes für die Montage des Pumpengehäuses am
Motorgehäuse. Die untersuchten Gewinde weisen keine signifikanten Unregelmäßigkeiten auf. Es
können keine Deformationen an den Gewinden festgestellt werden.
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Bild 35: Lage der Bruchfläche zur Schweißnaht, Quelle: Bericht Nr. 708-8065-14 Pos.01
Bild 36: Schraubenbolzen in der Flanschkonstruktion, Quelle: Bericht Nr. 708-8065-14 Pos.02
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Die fraktografischen Untersuchungen bestätigen die Aussagen, die schon anhand der 3D-Vermessung
getroffen wurden. Der Bruch ist zweifelsfrei ein Ermüdungsbruch mit Restgewaltbruchanteil. Die
mikrofraktografischen Untersuchungen zeigen weiterhin, dass der Bruch von zahlreichen an der
Innenoberfläche vorhandenen Korrosionsmulden bzw. –löchern im Bereich der Bauteilinnenoberfläche
ausgeht. Als weiteres Ergebnis bleibt zu nennen, dass mittels der REM-Untersuchung ein unebener,
linienförmiger Bereich innerhalb der Ermüdungsbruchfläche festgestellt wurde, welcher als
Gewaltbruchfläche gewertet werden könnte. Es bleibt zu überprüfen, inwieweit diese Charakteristik,
gegebenenfalls in Verbindung mit der bruchmechanischen Berechnung, einem Betriebsereignis
zugeordnet werden kann.
Im Bereich der mediumberührten Stirnfläche des Pumpenflansches festgestellte Anrisse bzw. Mulden
weisen eindeutige Merkmale der dehnungsinduzierten Risskorrosion (DRK) auf. Anrisse in diesem
Bereich sind nicht schadensursächlich, sind aber ein Beleg dafür, dass im Pumpengehäuse mit
Bedingungen zu rechnen ist, welche zum Auftreten von dehnungsinduzierter Risskorrosion führen
können. Bild 37 zeigt die Lage des angefertigten Makroschliffes 4Fa im Pumpenflansch sowie die
Detailaufnahme des Risses mit senkrechtem Rissverlauf.
Bild 37: Lage der Schliffprobe (links) und Detailaufnahme (rechts) der Schliffprobe mit
dehnungsinduzierter Risskorrosion (DRK). Quelle: Bericht Nr. 708-8065-14 Pos.02
Sämtliche Ergebnisse sind den Prüfberichten des TÜV Rheinland entnommen.
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6.4 Ergebnisse der spannungstechnischen Bewertung der Pumpenkonstruktion zum
Anrissverhalten
6.4.1 Spannungstechnische Bewertung
Die Spannungsbewertung der verschiedenen Lastfälle und auch die Ermüdungsberechnung wurden an 4
exponierten Stellen durchgeführt. Drei der Stellen liegen im Bereich der Handhabungsnut, eine Stelle war
der im Auslegungsfall berücksichtigte Lochrand des Saugstutzens, siehe Bild 38.
Bild 38: Im Zuge der Spannungs- und Ermüdungsberechnung ausgewertete Bereiche Quelle: Bericht Nr.: STB-018-2014 Die für eine Ermüdung verantwortlichen Spannungen sind für die „Alte Geometrie“ an der Position 2 am
größten. Das Ergebnis korreliert sehr gut mit der im Rahmen der Werkstoffuntersuchung festgestellten
Lage des Anrisses bzw. des Bruchs. Für die „Neue Geometrie“ verschiebt sich der hochbeanspruchte
Bereich zu Position 1.
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6.4.1.1 Vorspannung der Schrauben
Die erste Berechnung zeigt den Spannungszustand des Pumpengehäuses im kalten Zustand, nach dem
Aufbringen der Schraubenkräfte. Dargestellt ist die Vergleichsspannung nach Tresca. Die auf der
Innenseite, im Bereich der Handhabungsnut ermittelte Spannung ist aufgrund des auftretenden
Biegemomentes eine Druckspannung. Das Biegemoment setzt sich aus der Schraubenkraft und dem
Hebelarm zwischen Dichtung und Schraubenmitte zusammen.
Bild 39: Vergleich „Alte Geometrie“ und „Neue Geometrie“ des Pumpengehäuses.
Lastfall: Vorspannung der Schrauben, Quelle: Bericht Nr.: STB-018-2014
Die sich einstellenden, lokalen Spannungen sind bei der „Alten Geometrie“ im Bereich der
Handhabungsnut mit <= 400 N/mm2 am größten. Durch die geänderte Konstruktionsform stellt sich an der
Innenseite des Übergangsbereichs ein relativ gleichmäßiger Spannungszustand mit einer
Vergleichsspannung von <= 200 N/mm2 ein. Die Spannungen klingen dann im weiteren Verlauf des
Halbkugelbodens ab. Es bleibt zu berücksichtigen, dass dieses eine vergleichende Darstellung ist.
Aufgrund der vergrößerten Steifigkeit der modifizierten Geometrie würde sich bei gleichem
Schraubenanzugsverfahren hier eine größere Schraubenvorspannung einstellen.
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6.4.1.2 Stationärer Zustand
Dem Montagezustand werden zusätzlich noch die max. zul. Temperatur des Pumpengehäuses von
370 °C und dem max. zul. Druck von 339 bar überlagert. Auch hier erwirkt man durch die geänderte
Konstruktionsform eine deutliche Spannungsreduzierung. Diese gilt neben dem Übergangsbereich
Flansch/ Halbkugelboden auch für den Bereich des Ausschnittes am Saugstutzen, welcher mit modelliert
wurde. Bei der alten Konstruktionsform erreichen hier die Spannungen die für den statischen Lastfall
zulässigen Werte, während die modifizierte Variante noch Reserven besitzt. Durch das Aufbringen des
Innendrucks wechseln die Spannungen in der Handhabungsnut der „Alten Geometrie“ ihr Vorzeichen.
Aus den im Montagezustand vorliegenden Druckspannungen von ca. -400 N/mm2 werden
Zugspannungen von ca. +250 N/mm2. Im vergleichbaren Bereich der „neuen Geometrie“ ändern sich die
Spannungen infolge Innendruck von -200 N/mm2 auf +120 N/mm
2. Die Membranspannung im
ungestörten Halbkugelboden beträgt ca. 130 N/mm2.
Bild 40: Vergleich „Alte Geometrie“ und „Neue Geometrie“ des Pumpengehäuses.
Lastfall: Stationärer Zustand, Quelle: Bericht Nr.: STB-018-2014
6.4.1.3 Instationäre Zustände
Anhand der zur Verfügung gestellten Betriebsdaten wurden für die unterschiedlichen Lastfälle (Kaltstart,
Warmstart, Heißstart und Übergang vom Bensonbetrieb auf den Umwälzbetrieb) Spannungs- Zeitverläufe
für die beiden Geometrieformen errechnet. Aus diesen Verläufen wurden die minimalen und maximalen
Spannungsgrenzen für eine Ermüdungsberechnung ausgelesen.
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6.4.2 Ermüdungsbewertung
Auf Grundlage der für die Lastfälle errechneten Spannungsschwingbreiten wurde eine rechnerische
Bestimmung der Anriss-Lastwechselzahl nach DIN EN 12952 Teil 3 Abschnitt 13 durchgeführt. Das
Verhältnis von tatsächlich gefahren Zyklen zur Anriss-Lastwechselzahl ergibt dann die Erschöpfung bzw.
den Erschöpfungsgrad.
Im Hinblick auf eine Ermüdungsschädigung besitzt der Lastwechsel „Benson- auf Umwälzbetrieb“ den
größten Schädigungsanteil, da dieser die meisten Lastzyklen aufweist. Für die Berechnungsposition 2 der
„Alten Geometrie“ ergab sich hierfür Gesamterschöpfung von ca. 2,37 (237%). Für den im Rahmen der
Auslegung gem. TRD betrachteten und betrieblich überwachten Saugstutzen (Position 4) errechnete sich
eine Gesamterschöpfung von <0,5 (50%). Unter Annahme der gleichen Lastwechsel ergibt sich für die
„Neue Geometrie“ an der höchstbeanspruchten Stelle 1 eine Erschöpfung < 0,154 (15,4%).
In der Regel werden bei Erreichen einer Erschöpfung gegenüber Wechselbeanspruchung von 0,5 (50%)
gesonderte Rissuntersuchungen durchgeführt. Die zurückgezogene TRD 508 Abschnitt 4.3.1 versteht
hierunter z.B. Rissuntersuchungen durch das Magnet-Durchflutungsverfahren, Ultraschallprüfungen und
Besichtigungen mittels Innenbesichtigungsgeräten. Für die havarierte Pumpe heißt das konkret, dass für
den Saugstutzen noch keine Prüfungen hätten durchgeführt werden müssen, während eine Prüfung des
Bereichs der Handhabungsnut fällig war.
Um Fehlinterpretationen zu vermeiden, sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass Erschöpfungen >1
(100%) für eine wahrscheinliche Anrissbildung stehen und somit nicht für ein Bauteilversagen. Daraus
ergeben sich Eckdaten für eine sinnvolle Prüffristermittlung.
Die Ergebnisse lassen folgende Schlussfolgerungen zu:
Eine Anrissbildung infolge Wechselermüdung kann rechnerisch als abgesichert angesehen
werden. Hinzu kommen noch die rechnerisch nicht erfassten, wechselfestigkeitsmindernden
Einflüsse wie z.B. der Kerbeinfluss durch die Bearbeitungskante (siehe Bild 32) und die
festgestellten Korrosionserscheinungen
Die in den Lastfällen Kaltstart und Warmstart auftretenden Spannungen haben im Bereich der
Handhabungsnut das rechnerische Kriterium für den Erhalt der schützenden Magnetitschicht
überschritten und damit ggf. einen Beitrag zum Schadensmechanismus DRK geleistet.
Eine Ermüdungsberechnung nach der DIN EN 12952-3 liefert auch unter den vorgenannten
Bedingungen ein ausreichend konservatives Ergebnis
Durch die geänderte Gehäusegeometrie erreicht man eine wesentliche Reduzierung der
Spannungen (stationär/ instationär) im Übergangsbereich Flansch/ Halbkugelboden. Daraus
resultiert ein deutlicher Anstieg der rechnerischen Lebendauer für das angenommene
Lastkollektiv und die rechnerische Einhaltung des Kriteriums für den Erhalt der
Magnetitschutzschicht (siehe TRD 301, Anl.1 oder DIN EN 12952-3 Abschnitt 13.4.3).
Der Schädigungsanteil aufgrund von Drucklastwechseln -bei Pumpenstillstand- ist sehr gering.
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7. Schadensursache
Die Untersuchungen belegen, dass das Versagen des Pumpengehäuses der Kesselumwälzpumpe für
das in Kapitel 2 beschriebene Schadensausmaß ursächlich ist. Auf den Bruchflächen des havarierten
Gehäuses lassen sich Merkmale eines Ermüdungsbruchs mit Restgewaltbruchfläche nachweisen. Der
Ermüdungsbruch geht von der mediumberührten Innenseite des Gehäuseflansches aus und verläuft über
den kompletten Umfang. Zur Gehäuseoberfläche geht der Ermüdungsbruch in den Restgewaltbruch
über. Die primäre Rissinitiierung kann einer im Bereich der Handhabungsnut liegenden
Bearbeitungskante zugeordnet werden. Aufgrund der hier vorhandenen höheren Kerbspannung haben
sich die ersten Anrisse gebildet. Mit einer zeitlichen Verzögerung erfolgte durch Korrosionseffekte
(Korrosionsmulden) eine umlaufen Rissinitiierung, wodurch sich ein rotationssymmetrischer Riss
ausbildet hat. Die mittels der FEM-Methode durchgeführten Nachrechnungen belegen, dass der
geborstene Bereich in der Bearbeitungsnut die mechanisch höchstbeanspruchte Stelle im
Pumpengehäuse darstellt.
Zusammenfassend ist festzuhalten, dass die Materialermüdung und damit die Anrissbildung auf eine
Kombination bestehend aus konstruktiv bedingten Spanungsspitzen, verstärkt durch den Effekt der
Kerbwirkung an der Bearbeitungskante und Betriebsbeanspruchungen zurückzuführen ist. Durch den
Nachweis von dehnungsinduzierter Risskorrosion im Rahmen der werkstofftechnischen Untersuchungen
muss von einem schwingfestigkeitsreduzierenden Einfluss durch diesen Schadensmechanismus
ausgegangen werden. Ein Einfluss der Schweißnaht bzw. der Schweißtechnologie sowie des
Grundwerkstoffes kann ausgeschlossen werden.
Das letztendlich schlagartige Versagen des Pumpengehäuses ist auf den Übergang von stabilen in den
instabilen Rissfortschritt zurückzuführen. Für den plastischen Kollaps waren die Belastungen nicht
ausreichend.
8. Maßnahmen zur Behebung des Schadens
8.1 Austausch, Instandsetzung schadhafter Bauteile
Nach der Räumung des Kesselhauses und der Instandsetzung des Stahlbaus soll mit dem Wiederaufbau
des drucktechnischen Teils der Dampfkesselanlage begonnen werden. Im Wesentlichen handelt es sich
hierbei um den Austausch zerstörter Rohrleitungen und Armaturen sowie der Leittechnik. Aus
Beschaffungsgründen kann zum Teil kein 1:1 Ersatz der zerstörten Rohrleitungen erfolgen, so dass hier
auf geänderte Durchmesser und Wanddicken übergegangen werden muss. Die havarierte Pumpe wird
durch eine neue Pumpe der Firma KSB ersetzt. Wie in Kapitel 5.4 beschrieben ist das Pumpengehäuse
dahingehend geändert, dass die Handhabungsnut entfallen ist und das Gehäuse als einteiliges
Schmiedegehäuse ausgeführt wird. Nur der Druckstutzen wird auf das Gehäuse geschweißt.
Durch den Betreiber der Anlage ist ein Konzept für den drucktechnischen Teil der Anlage zu erstellen,
welches für die betroffenen Bauteile die jeweilige Maßnahme beschreibt. Dieses sollte einen Prüfplan mit
Kriterien enthalten, die eine Aussage darüber zulassen, welche Bauteile auszutauschen, welche Bauteile
belassen und welche Bauteile wieder instandgesetzt werden können. Für dickwandige, im Umwälzsystem
verbleibende Bauteile wie z.B. die Anfahrflasche sind die Erschöpfungsgrade zu bestimmen und ggf.
geeignete Prüfungen durchzuführen oder zu veranlassen.
Neben den drucktragenden Teilen gilt diese Aussage auch für den sicherheitsgerichteten Teil der
Kesselsteuerung.
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8.2 Einbindung der zugelassenen Überwachungsstelle (ZÜS)
Entsprechend der Aussagen des Kesselbetreibers wird die Sanierung in seiner Eigenverantwortung
erfolgen. Der Betreiber trägt somit die Verantwortung für die neu zu errichtenden Anlagenteile und die
Verantwortung für die ordnungsgemäße Einbindung an den Schnittstellen zur Bestandsanlage. Im
Hinblick auf die Beschaffenheit sind für die neuen Anlagenteile die Anforderungen der
Druckgeräterichtlinie einzuhalten.
Die Instandsetzung ist mit der zugelassenen Überwachungsstelle (ZÜS) abzustimmen, welche sich für
die Prüfung vor erneuter Inbetriebnahme nach Änderung gem. §14 (2) BetrSichV verantwortlich zeichnet,
siehe hierzu auch TRBS 1201 Teil 2 Abschnitt 3.4.2.1.2. Die ZÜS muss dem unter 8.1 beschriebenen
Konzept zustimmen und sollte in die Bestellvorgänge der Druckgeräte eingebunden werden. Darüber
hinaus werden folgende Prüfschritte erforderlich, die durch die ZÜS zu begleiten sind:
Antrag auf Erlaubnis nach Änderung der Bauart im Sinne des §13 BetrSichV
Entwurfsprüfung/ Vorprüfung der neu zu errichtenden Rohrleitungen mit Schnittstellenbetrachtung
durch die zugelassene Überwachungsstelle bzw. eine beauftragte benannte Stelle
Bauüberwachung im Rahmen der Prüfung vor Inbetriebnahme nach §14 (2) BetrSichV durch die
zugelassene Überwachungsstelle
9. Maßnahmen zur Beseitigung der Schadensursache
Die Umwälzpumpe ist ein dynamisch beanspruchtes Bauteil, welches je nach Lastfall unterschiedliche
Beanspruchungen aus Temperatur- und Druckänderungen wiederfährt. Der anstehende Innendruck
sowie die Temperaturänderungen erzeugen in der drucktragenden Wand Spannungen, welche sich in
Abhängigkeit der Betriebsart und des damit verbundenen zeitlichen Auftretens unterschiedlich stark
überlagern. Neben der Höhe der über den Bauteilquerschnitt auftretenden Temperaturdifferenzen und
des Innendruckes haben die geometrischen Randbedingungen des Bauteils einen wesentlichen Einfluss
auf die Höhe der Spannungen. Je nach Betrag und Häufigkeit des Auftretens dieser Spannungen kann es
im Lebensdauerzyklus eines Bauteils zur Bildung eines Anrisses, zu einem Rissfortschritt und letztendlich
zum Versagen des Bauteils kommen.
Um den Zeitpunkt eines Anrisses hinreichend genau zu bestimmen, sind für dynamisch beanspruchte
Bauteile generell Lebensdauerbewertungen bzw. – analysen durchzuführen und geeignete Prüfkonzepte
zu entwickeln.
Der aufgetretene Schadensfall hat gezeigt, dass eine konventionelle Lebensdauerbewertung des
Pumpengehäuses entsprechend der TRD 301 Anlage 1 den am Bauteil auftretenden Schädigungs-
mechanismus nur unzureichend beschreibt und durch exaktere Modellbildungen z.B. mit Hilfe einer FE-
Berechnung (Finite-Elemente-Methode) zu ergänzen ist. Nur so ist es möglich, die thermisch und
mechanisch hochbelasteten Stellen zu identifizieren, die einer gezielten Lebensdauerüberwachung
unterzogen werden müssen.
Es kann also keine generelle Maßnahme zur Beseitigung der Schadensursache formuliert werden. Die
Ermüdung des Bauteils ist die Konsequenz der Belastungen, denen die Umwälzpumpe im täglichen
Betrieb unterworfen wird. Die im Rahmen der Prüfung durchgeführten Schadensuntersuchungen tragen
dazu bei, diese Belastungen zu bewerten und eine beanspruchungsgerechte Lebensdauerüberwachung
durchzuführen und lebendauerverlängernde Maßnahmen zu beschreiben.
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9.1 Maßnahmen zur Reduzierung der Schadensanfälligkeit/ Lebensdauererhöhung
In den vorigen Kapiteln wurde aufgezeigt, dass das Schadensereignis auf eine Ermüdung des
Pumpengehäuses zurückzuführen ist. Unter der Annahme fester Randbedingungen, wie z.B.
Wasserchemie und Kesselfahrweise sind die am Bauteil infolge mechanischer und thermischer
Belastungen wirkenden Spannungen der maßgebende Einflussfaktor auf seine Wechselfestigkeit. Unter
gleichen Voraussetzungen ist der Betrag der Spannungen hauptsächlich von der Geometrie des Bauteils
abhängig. Nun kann zur Reduzierung der Spannungen die Konstruktion nicht beliebig gestaltet werden
und ist immer ein Kompromiss von zum Teil gegenläufigen Anforderungen. So führt zum Beispiel eine
dickere Wand zu geringeren mechanischen Spannungen gleichwohl steigen aber die thermischen
Spannungen und die Schwierigkeiten bei der Fertigung nehmen zu. Im Rahmen der
Schadensuntersuchung konnte aufgezeigt werden, dass das Pumpengehäuse neuester Bauart einen
guten Kompromiss darstellt, siehe Kapitel 5.4 ff. Die Spannungen im gefährdeten Bereich konnten durch
die Bauteilmodifikation reduziert werden, so dass das neu gestaltete Pumpengehäuse gegenüber dem
havarierten Bauteil eine erhebliche höhere Wechselfestigkeit aufweisen kann. Darüber hinaus wird durch
die erzielte Spannungsreduzierung die festgestellte Anfälligkeit gegen die wechselfestigkeitsmindernde
dehnungsinduzierte Risskorrosion (DRK) erzielt.
Ein weiteres Mittel zur Erhöhung der Lebensdauer ist das Vermeiden von herstellungsbedingten Fehlern
in Form von z.B. Kerben an der Gehäuseinnenseite. Hierzu sind konkrete Vorgaben von
Oberflächentoleranzen durch den Hersteller zu formulieren und deren Einhaltung durch eine
fertigungsbegleitende Qualitätssicherung sowie geeignete zerstörungsfreie Prüfungen zu sichern.
Neben diesen Maßnahmen sollte betreiberseitig geprüft werden, inwieweit eine Optimierung der NPSH-
Einspritzung oder der Warmhaltung, z.B. in Form einer geregelten Mindestmengen, zur Verminderung
der Temperaturgradienten im Pumpengehäuse beitragen kann.
9.2 Maßnahmen zur beanspruchungsgerechten Lebensdauerüberwachung
Die bisherige Lebensdauerüberwachung im Hinblick auf die Wechselerschöpfung der Pumpe fand auf
Grundlage der Technischen Regeln für Dampfkessel statt. Zulässige Lastspielzahlen und der
Erschöpfungsgrad wurden nach der TRD 301 Anlage 1 bzw. der TRD 303 Anlage 1 bestimmt. Die Online
Erfassung der Messdaten sowie die Berechnung erfolgten mit einem 1996 installierten
Überwachungssystem. Als höchstbeanspruchte Stelle ist seinerzeit der Ausschnitt des Saugstutzens
identifiziert worden. Diese einfache Struktur konnte mit den konventionellen Berechnungsmethoden der
TRD abgebildet werden. Für komplexere Geometrien enthielt die TRD keinen Ansatz. Die
Untersuchungen haben gezeigt, dass dieser Bereich spannungstechnisch weit weniger beansprucht war
als der Übergangsbereich Flansch/ Halbkugelboden in der Handhabungsnut.
Die installierte Lebensdauerüberwachung ist demnach auf die real hochbeanspruchten Stellen
auszurichten. Eine Anpassung der der Anwendung ist erforderlich.
Durch die vollständige spannungstechnische Bewertung des Pumpengehäuses mittels der FE-Methode
kann unter Einbeziehung der wesentlichen Randbedingungen eine beanspruchungsgerechte Planung der
Lebensdauerüberwachung durchgeführt werden. Mit Kenntniss der Spannungsverteilung und -richtung
können Bereiche von potentiellen Anrissen festgelegt und ein möglicher Rissverlauf vorhergesagt
werden. Das wiederum ist die Grundlage für die Auswahl von geeigneten Verfahren der zerstörungsfreien
Werkstoffprüfung sowie deren zielorientierter Einsatz. Nachbewertungen an der havarierten Pumpe
haben gezeigt, dass eine Ermüdungsbewertung nach der DIN EN 12952-3, auch unter Anwesenheit
eines möglichen Einflusses des Betriebsmediums in Form von DRK, ausreichend konservative
Ergebnisse liefert. Eine Abschätzung von Prüffristen ist somit möglich.
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Im Rahmen der Gefährdungsbeurteilung bzw. der sicherheitstechnischen Bewertung ist durch den
Arbeitgeber/ Betreiber der Anlage ein Prüfkonzept explizit für die Umwälzpumpe zu erstellen. Ziel des
Prüfkonzeptes ist eine sichere Verfolgung des Ermüdungsfortschrittes der Umwälzpumpe. Eine Säule
dieses Konzeptes ist die Onlineüberwachung des Erschöpfungsgrades, die andere setzt sich aus
prüftechnischen Maßnahmen zusammen. Für die einzusetzenden Prüfverfahren sind detaillierte
Prüfanweisungen zu erstellen. Aus Sicht der zugelassenen Überwachungsstelle ist das Konzept bis zur
nächsten regulären äußeren Prüfung der Kesselanlage (i.d.R. 1 Jahr) zu erarbeiten.
Für einen sicheren Anlagenbetrieb bei fortgeschrittener Ermüdung und postulierten Anriss ist die
Kenntnis des Rissfortschrittes / Risswachtumes für den Weiterbetrieb und die Findung von Prüffristen
unerlässlich. Diese Untersuchungen dauern derzeit noch an. Die Ergebnisse der bruchmechanischen
Analyse sowie der fortschreitende Kenntnisstand sind in dieses „dynamische“ Konzept zu integrieren.
Eine Zustimmung der zugelassen Überwachungsstelle hierzu ist erforderlich.
Darüber hinaus sind bei Revisionen/Servicearbeiten, in dessen Umfang eine Demontage des
Motorgehäuses und des Pumpengehäuses durchgeführt wird, zerstörungsfreie Prüfungen an der
Innenseite des Pumpengehäuses durchzuführen. Die Prüfer müssen über entsprechende Qualifizierung
nach der DIN EN ISO 9712 verfügen.
10. Erkenntnisse, die andere oder zusätzliche Schutzvorkehrungen erfordern
Die Werkstoffuntersuchungen haben Korrosionserscheinungen aufgezeigt, die dem Mechanismus der
dehnungsinduzierten Risskorrosion zugeordnet werden können. Es kann also davon ausgegangen
werden, dass die DRK fördernden Bedingungen nicht ausschließlich im Pumpengehäuse vorgelegen
haben. Bauteile des Umwälzsystems, die im Zuge der Instandsetzung nicht erneuert werden, sind vor der
Inbetriebnahme nach Änderung entsprechend zu prüfen, auch wenn dieses nach dem Grad der
rechnerischen Erschöpfung noch nicht erforderlich wäre.
Der Schadensfall kann nicht direkt auf andere Bauteile im „Wasser-Dampf-Kreislauf“ übertragen werden,
die wechselnden Belastungen und zum Teil auch Zeitstandbeanspruchungen unterliegen. Die
Untersuchungen haben verdeutlicht, dass für das Pumpengehäuse der Lastwechsel „Benson- zu
Umwälzbetrieb“ den höchsten Schädigungsanteil im Lastkollektiv ausmacht, was auf die Anzahl der
Pumpenstarts bei diesem häufig wiederkehrenden Lastwechsel zurückzuführen ist. Dieses Verhalten
bleibt ausschließlich dem Umwälzsystem vorbehalten.
Ein weiteres Ergebnis der sicherheitstechnischen Beurteilung ist, dass eine Ermüdungsberechnung auf
Grundlage der TRD den geometrischen Verhältnissen des Pumpengehäuses nicht gerecht wird. Bauteile,
die in die reguläre Lebensdauerüberwachung des Dampfkessels eingebunden sind und eine komplexere
Geometrie, als z.B. eine Zylinderschale oder eine Kugelschale aufweisen, sind im Rahmen der Prüfung
vor Inbetriebnahme nach Änderung zu identifizieren und dann ggf. neu zu bewerten.
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11. Zusammenfassung
Am 12.05.2014 kam es gegen 19:03 Uhr im Kraftwerk Staudinger Block 5 zu einer Havarie im
Umwälzsystem des Dampferzeugers Bauart Zwangdurchlaufkessel mit Schwachlastumwälzung. Der
Kessel wurde in der Nacht vom 11.05.2014 auf den 12.05.2014 angefahren und befand sich zum
Zeitpunkt des Schadenseintrittes nahe der Volllast. Das Zerbersten von drucktragenden Wandungen im
Umwälzsystem führte zu erheblichen Beschädigungen an der Fassade, an Wänden, Decken Bühnen
sowie an Rohrleitungen und weiteren Einrichtungen des Kessel- und Maschinenhauses. Es kam zu
Austritten von Trümmerteilen über die Gebäudehülle hinaus. Personenschäden gab es keine.
In Absprache mit dem Regierungspräsidium Darmstadt wurde der TÜV Hessen durch die E.ON
Kraftwerke GmbH mit der Erstellung einer sicherheitstechnischen Beurteilung nach §18 (2) der BetrSichV
beauftragt.
Was die Auswertung der leittechnischen Daten sowie die Aussagen des Betriebspersonals schon
vermuten ließen, bestätigte sich nach Beginn der Bergungsarbeiten am 16.06.2014 Das
Schadensereignis kann auf den Bruch des drucktragenden Gehäuses der Umwälzpumpe zurückgeführt
werden. Das Pumpengehäuse des Herstellers KSB wurde mit der Kesselanlage 1992 in Betrieb
genommen. Es ergaben sich keine weiteren Hinweise, nach denen andere Komponenten als primär
schadensauslösend einzustufen gewesen wären.
Nach der Bergung des in zwei Teile zerborstenen Pumpengehäuses wurden ein Scan der
Bauteilgeometrie sowie eine zerstörungsfreie Prüfung mittels mechanisierter Ultraschallprüfung
durchgeführt. Anschließend erfolgten die werkstofftechnischen Untersuchungen. Die durchgeführten
Einzeluntersuchungen führten zu den nachfolgend aufgelisteten Ergebnissen:
Der Schaden ist die Folge eines Ermüdungsbruches. Die Bruchflächen bestehen aus einem
Ermüdungsbruchanteil mit Rastlinien und einen Gewaltbruchanteil.
Der Ermüdungsbruch geht von zahlreichen Stellen der mediumberührten Innenoberfläche aus; im
Bereich der Bruchausgänge sind Korrosionsmulden bzw. –löcher vorzufinden. Die
Bruchausgangsstellen verteilen sich über den Gehäuseumfang und konzentrieren sich im Bereich
der Handhabungsnut.
Ein Bereich von ca. 650 mm in Umfangsrichtung kann als Leckagebereich identifiziert werden, der
Gewaltbruchanteil ist hier geringer als im Rest.
Im Bereich der Leckage geht der Ermüdungsriss auf ca. 350mm Länge von einer ausgeprägten
Bearbeitungskannte aus.
Der Bruch verläuft im Wesentlichen außerhalb der Schweißnaht. Ein Einfluss des Gefüges im
Schweißnahtbereich ist ausgeschlossen.
Es wurden Risse festgestellt, die dem Schadensmechanismus der dehnungsinduzierten
Risskorrosion zuzuordnen sind.
Die Untersuchungen der Schrauben zeigten keine Auffälligkeiten
Hinsichtlich der Werkstoffkennwerte wurden keine Auffälligkeiten gegenüber den Normwerten
festgestellt. Eine Alterung und Versprödung des Grundwerkstoffes ist auszuschließen.
Die durchgeführte Ultraschalluntersuchung zeigt eine gute Korrelation zur Bruchuntersuchung.
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Anhand der Daten der 3D-Vermessung sowie den zur Verfügung gestellten Daten des Pumpenherstellers
KSB wurde ein geometrisches Modell des Gehäuses erstellt, welches die Grundlage für eine FE-
Berechnung war. Die Berechnung erfolgte für den statischen Lastfall sowie für die Betriebslastfälle
Kaltstart, Warmstart, Heißstart und Lastwechsel.
Aus den leittechnischen Daten der letzten Jahre wurde für jeden Lastfall ein repräsentativer Lastfall gebildet. Herangezogen wurden die an der Pumpe gemessenen Temperaturen und der Druck im Umwälzsystem. Mit den Ergebnissen der Spannungsberechnung erfolgte im Anschluss eine Ermüdungsbewertung gem. der aktuellen DIN EN 12953-3. Die Ergebnisse lassen sich wie folgt zusammenfassen:
Die Berechnungsergebnisse bestätigen die vorgefundene Bruchlage.
Der spannungstechnisch höchstbeanspruchte Bereich liegt im Bereich der Handhabungsnut und
nicht wie im Rahmen der Auslegung am Ausschnitt des Saugstutzens angenommen.
Es ergibt sich eine rechnerische Überschreitung des Schutzschichtkriteriums (Erhalt der
Magnetitschutzschicht) im Belastungsfall Kaltstart und Warmstart.
Die Ermittlung der Ermüdungsschädigung nach DIN EN 12953-3 zeigt, dass ein Anriss im Bereich
der Handhabungsnut rechnerisch wahrscheinlich ist.
Die Ergebnisse der Berechnung nach der DIN EN 12953-3 sind auch unter den gegebenen
Umgebungsbedingungen sowie der geometrischen Unstetigkeit (Bearbeitungsnut) ausreichend
konservativ
Für die unterstellte Betriebsweise errechnet sich bis zum Schadenseintritt eine Erschöpfung von
weniger als 0,5 (50%) an der Stelle des Saugstutzens und von mehr als 2,3 (230%) in der
Handhabungsnut (Risslage).
Darüber hinaus wurde eine vergleichende Berechnung mit den Geometriedaten des aktuellen
Pumpendesigns durchgeführt, diese führte zu folgendem Ergebnis:
Der Wegfall der „Entlastungsnut“ im Flanschbereich der neuen Geometrie bewirkt eine wesentliche
Reduzierung der Beanspruchung in allen Belastungsfällen.
Die Gegenüberstellung der ermittelten, zulässigen Lastspielzahlen zeigt, dass der gefährdete
Flanschbereich bei der neuen Geometrie rechnerisch eine deutlich höhere Lebensdauer aufweist.
Führt man die Ergebnisse der werkstofftechnischen und berechnungstechnischen Untersuchungen
zusammen, kann festgehalten werden, dass die Ursache für die Rissinitiierung auf eine Kombination von
wechselnden, hohen lokalen Spannungen und einem korrosiven Einfluss (DRK) des umgebenden
Mediums zurückzuführen ist. Der regelwerksorientierte Ansatz der TRD, der die Innenkanten der
Stutzenausschnitte als ermüdungsrelevante Stellen für eine wiederkehrende Prüfung identifiziert, ist für
die komplexere Geometrie des Pumpengehäuses nicht ausreichend.
Die Sichtung des Dampferzeugers und die Prüfung seiner Historie sowie der leittechnischen Daten,
lassen nach Auffassung der zugelassenen Überwachungsstelle den Schluss zu, dass sich die Anlage
zum Zeitpunkt des Schadens in einem ordnungsgemäßen Zustand befunden hat und den anerkannten
Regeln der Technik entsprach. Ausgenommen von dieser Aussage ist das Gehäuse Umwälzpumpe,
welche nach dem oben beschriebenen Mechanismus vorgeschädigt war.
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Es konnten keine weiteren, die Sicherheit der Anlage betreffenden Mängel festgestellt werden. An der
Anlage durchgeführte und dokumentierte Änderungen oder Reparaturen werden als nicht
schadensursächlich eingestuft.
Die Instandsetzung des kesseltechnischen Teils der Anlage ist durch die zugelassene
Überwachungsstelle (ZÜS), welche für die Prüfung vor Inbetriebnahme nach Änderung gem. §14 (2)
BetrSichV verantwortlich ist, zu begleiten. Der Betreiber muss ein Konzept für die durchzuführenden
Arbeiten und Prüfungen an den druckführenden Leitungen und den sicherheitsgerichteten Stromkreisen
vorlegen und mit der ZÜS abstimmen. Nachfolgende Prüfschritte sind durch die ZÜS bei der
Schadensbehebung zu begleiten:
Antrag auf Erlaubnis nach Änderung der Bauart im Sinne des §13 BetrSichV
Entwurfsprüfung/ Vorprüfung der neu zu errichtenden Rohrleitung mit Schnittstellenbetrachtung
durch die zugelassene Überwachungsstelle bzw. eine beauftragte benannte Stelle
Bauüberwachung im Rahmen der Prüfung vor Inbetriebnahme nach §14 (2) BetrSichV durch die
zugelassene Überwachungsstelle
Prüfungen der sicherheitsgerichteten Stromkreise im Rahmen der kalten und warmen
Inbetriebsetzung
Nach fachgerechter Instandsetzung der Kesselanlage und einem Ersatz der havarierten Pumpe durch
eine Pumpe mit geänderter Geometrie wird die Gefahr eines ähnlichen Schadensereignisses als sehr
unwahrscheinlich eingestuft. Innerhalb eines Jahres ist durch den Betreiber ein Prüfkonzept zur sicheren
Verfolgung des Ermüdungsfortschrittes zu erstellen, welches die noch ausstehenden Ergebnisse der
bruchmechanischen Analyse und den fortschreitenden Kenntnisstand zu dieser Thematik berücksichtigt.
Die zugelassene Überwachungsstelle muss dem Prüfkonzept zustimmen.
Die Erkenntnis, dass die Wechselfestigkeit der Pumpe durch den Schadensmechanismus der
dehnungsinduzierten Risskorrosion (DRK) gegebenenfalls vermindert wurde, ist auf das komplette
Umwälzsystem zu erweitern. Bauteile, die nicht ausgetauscht werden, wie z.B. die Anfahrflasche, sind
auf etwaige Anrisse zu untersuchen. Bauteile im „Wasser-Dampf-Kreislauf“ mit komplexeren Geometrien
als Zylinder- und Kugelschalen sind im Rahmen der Prüfung vor Inbetriebnahme zu identifizieren und im
Hinblick auf die der Berechnung auf Wechsel- und Kriecherschöpfung festgelegten Stellen zu überprüfen.
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12. Ausblick
Im Verlauf der Bearbeitung des Schadensgutachtens wurde bekannt, dass auch an anderen
Kraftwerksstandorten Schädigungen an Umwälzpumpen aufgetreten sind. Primär waren die
Pumpengehäuse und die Wärmesperren unterschiedlicher Pumpenausführungen betroffen. In Kenntnis
dieser Problematik wurden durch den VGB Mitgliederinformationen herausgegeben und eine VGB-
Arbeitsgruppe AG "Kesselumwälzsysteme" ins Leben gerufen. Zielsetzung ist die Koordinierung der
Betreiberaktivitäten unter Einbeziehung des Pumpenherstellers, ZfP-Prüflaboren und zugelassenen
Überwachungsstellen. Folgende Themenbereiche werden in der Arbeitsgruppe und seinen drei Ad-hoc
Arbeitskreisen bearbeitet:
Kommunikation national und international
Unterstützung / Beratung der Betreiber
Datenerfassung / Datenauswertung an Kesselumwälzpumpen (KUP)
Prüfumfang / Prüfverfahren, Reparaturverfahren
Berechnungen an KUP, Optimierung der Verfahrenstechnik
Für deutschsprachige Betreiber wurde am 19.9.2014 eine eintägige Informationsveranstaltung "LUV-
Kesselumwälzpumpen" durchgeführt.
Kassel, 25.11.2014
Ort, Datum
Stephan Heyner
0172/5674327
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In der vollständigen Sicherheitstechnischen Beurteilung befinden sich zusätzlich die folgenden
Anlagen:
ANLAGE
Schadensdokumentation, Begehung vom 14.05.2014 1
Schadensdokumentation, Begehung vom 16.05.2014 2
Fundstückliste (Tabelle der gekennzeichneten Fundstücke mit drucktragender Wandung) 3
Darstellung der Fundorte der gekennzeichneten Fundstücke in den Kesselhaus-Ebenen 4
Abbildung der gekennzeichneten Fundstücke,
Darstellung der Bruchflächen an den gekennzeichneten Fundstücken, Einteilung der Bruchart 5
Zuordnung der gekennzeichneten Fundstücke,
Saugleitung, Mindestmengenleitung und Einspritzwasserleitung in den Leitungsplänen 6
Root Cause Analysis (RCA) _ Erster Teil Beschreibung des Schadensablaufs
E.ON vom 17.06.2014 7
R & I Umwälzkreislauf Blatt 5 , Auszug HA. 01, E.ON nicht datiert 8
Service Berichte der Firma KSB – Service Bericht Nr. 1 und Nr. 09-2012 9
Prüfbericht Ultraschallprüfung (PA) der Firma SGS Gottfeld NDT Services vom 12.07.2012 10
Kraftwerk Staudinger Block 5, Wasser- Dampfkreislauf, EON nicht datiert 11
Vergleich alte und neue Glockengeometrie,
Bericht Nr.: STB-018-2014_rev. 2 der EON Anlagenservice GmbH vom 31.10.2014 12
Untersuchungsbericht EON0122-01 „Bauteilgeometrie und Risslage“ der Firma StandZeit GmbH, Dr. Gereon Lüdenbach vom 27.08.2014 13
Prüfprotokoll Nr.: 109US14 Rev. A zur mechanisierten Ultraschallprüfung der Firma Müller & Medenbach /StandZeit vom 21.07.2014 14
Bericht über Laboruntersuchungen an einer schadhaften Umwälzpumpe KW-Staudinger Block 5 Berichts Nr.: 708-8065-14 Pos.02 des TÜV Rheinland vom 05.09.2014 15
Bericht über eine Schadensuntersuchung an einer schadhaften Umwälzpumpe KW-Staudinger Block 5 Berichts Nr.: 708-8065-14 Pos.01 des TÜV Rheinland vom 06.10.2014 16
Diese Anlagen können bei Bedarf beim Betreiber der Anlage, der E.ON Kraftwerke GmbH, unter Angabe des Verwendungszweckes angefragt werden.
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Literatur und Quellenverzeichnis
[1] Betriebsanleitung Babcock Lentjes System 5 HAG - Umwälzsystem
[2] TRD –Technische Regel für Dampfkessel, Deutscher Dampfkesselausschuss
[3] DIN 3840 Armaturengehäuse „Festigkeitsberechnungen gegen Innendruck“
[4] TRD 301 - Technische Regeln für Dampfkessel, Berechnung auf Wechselbeanspruchung durch schwellenden Innendruck bzw. durch kombinierte Innendruck- und Temperaturänderungen
[5] TRD 301 Anl. 1 - Technische Regeln für Dampfkessel, Berechnung auf Wechselbeanspruchung durch schwellenden Innendruck bzw. durch kombinierte Innendruck- und Temperaturänderungen
[6] TRD 303 Anl. 1 - Technische Regeln für Dampfkessel, Berechnung von Kugelschalen mit Ausschnitten gegen Dehnungswechselbeanspruchung der Lochfelder innen
[7] DIN EN 12952 Teil 3 – Wasserrohrkessel und Anlagenkomponenten Konstruktion und Berechnung für drucktragende Kesselteile
[8] Betriebsvorschrift Stopfbüchslose Umwälzpumpen LUV der Firma KSB, nicht datiert
Rechtsquellenverzeichnis
[I] Betriebssicherheitsverordnung in der Fassung vom 27. September 2002 (BGBl. I S. 3777), zuletzt
geändert durch Artikel 5 des Gesetzes vom 8. November 2011 (BGBl. I S. 2178)
[II] DampfKV – Dampfkesselverordnung, Verordnung über Dampfkesselanlagen vom 27.Februar 1980