Kraftwerk Irsching

Überblick und heutige Aufgabe

Das Kraftwerk Irsching liegt bei Vohburg an der Donau im Ortsteil Irsching in Bayern. Es ist eine erdgasbefeuerte Kraftwerksanlage mit sechs voneinander unabhängigen Blöcken. Als Brennstoffe wurden beziehungsweise werden Erdgas und Mineralöl eingesetzt. Betreiber ist Uniper; Eigentümer sind Uniper und die Gemeinschaftskraftwerk Irsching GmbH (GKI).

Die Blöcke 1 bis 3 sind stillgelegt. Die neueren Blöcke 4 und 5 sind Gas-und-Dampf-Kraftwerke (GuD-Anlagen): Eine Gasturbine erzeugt zunächst Strom; ihre heißen Abgase erzeugen anschließend Dampf für eine Dampfturbine. Dadurch wird der Brennstoff besonders gut genutzt. Beide Blöcke stehen seit Oktober 2020 wieder im kommerziellen Leistungsbetrieb. Block 6 ist eine Solo-Gasturbine. Er wird bei drohenden Engpässen im Stromnetz als besonderes netztechnisches Betriebsmittel eingesetzt und dient der Versorgungssicherheit.

Entstehung und Entwicklung

In den 1950er-Jahren fielen die Preise auf dem internationalen Mineralölmarkt. Weil Kohleimporte nach Bayern teuer waren und kommerzielle Kernenergie noch nicht verfügbar war, förderten die bayerischen Energieversorger den Bau von Ölkraftwerken. Nahe Ingolstadt entstand ab 1965 eine BP-Raffinerie; deshalb errichteten die Isar-Amperwerke ein Kraftwerk bei Irsching.

1966 wurde ein Ölkraftwerk mit 150 MW für 70 Millionen DM genehmigt. Der Bau des späteren Blocks 1 begann 1967. Der Transport großer Bauteile vom Bahnhof Ernsgaden und Rohrleitungen zur Umgehung der Paar erschwerten das Projekt; Block 1 ging deshalb erst im März 1969 in Betrieb. Block 2 mit 312 MW folgte 1972. Block 3 mit 440 MW wurde wegen Verzögerungen beim Kernkraftwerk Isar geplant, 1971 bestellt und 1974 fertiggestellt. Seine Kombibrenner konnten Öl und Gas verbrennen. In den 1970er-Jahren wurden auch die Blöcke 1 und 2 auf leichtes Heizöl und Erdgas umgerüstet.

Die Blöcke 1 und 2 wurden ab 1995 in Kaltreserve gehalten; Block 1 wurde Ende 2006 und Block 2 2012 stillgelegt. E.ON plante ab 2005 zwei neue GuD-Blöcke. Block 5 ging am 17. Mai 2010 in Betrieb. Block 4, benannt nach dem E.ON-Vorstandsvorsitzenden Ulrich Hartmann, nahm 2012 den Betrieb auf. Block 3 wurde nach Netzreservephasen im Dezember 2023 stillgelegt. Block 6 ging im August 2023 ans Netz.

Netzreserve, Wirtschaftlichkeit und Netzstabilität

Eine Netzreserve hält Kraftwerksleistung für Fälle bereit, in denen das Stromnetz sonst nicht sicher betrieben werden könnte. Block 3 sollte 2012 stillgelegt werden, wurde jedoch von Tennet bis März 2016 als Netzreserve zurückgehalten und anschließend weiter als systemrelevant eingestuft. Nach der Stilllegung des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld galt er 2016 weiterhin als systemrelevant. Während der weltweiten Energiekrise nach dem russischen Überfall auf die Ukraine wurde Block 3 am 1. Februar 2023 wieder in aktive Betriebsbereitschaft überführt, weil er mit Öl betrieben werden kann. Die Bundesnetzagentur verlängerte seinen Status als systemrelevant bis 31. März 2024; dennoch erfolgte die Stilllegung vorzeitig im Dezember 2023.

Der Betrieb der modernen Blöcke war zeitweise nicht kostendeckend: Block 4 war 2012 statt der vorgesehenen 4500 nur etwa 2000 Stunden am Netz. Niedrige Börsen-Strompreise und die fehlende Kraft-Wärme-Kopplung spielten dabei eine Rolle. Nach einer Drosselung russischer Gaslieferungen infolge des russisch-ukrainischen Gasstreits musste Block 4 2012 trotz angespannter Netzlage seine Leistung um ein Drittel verringern. E.ON beziehungsweise später Uniper wollten die Blöcke 4 und 5 mehrfach stilllegen, hielten sie aber gegen Vergütung als Netzreserve bereit.

2018 schrieben Tennet, Amprion und TransnetBW vier Anlagen mit jeweils 300 MW im süddeutschen Raum aus. Sie sollen für Redispatchmaßnahmen bereitstehen; dabei wird die Einspeisung geändert, um Überlastungen im Netz zu vermeiden. Uniper erhielt für Irsching den Zuschlag. Die Kosten sind bis 2030 über eine Umlage auf das Netzentgelt gesichert. Nach Fertigstellung der Hochspannungs-Gleichstromtrassen 2030 soll die Anlage regulär netzstützend arbeiten.

Blöcke, Leistung und Technik

Block 1 hatte 142 MW Nettoleistung und 150 MW Bruttoleistung, wurde 1967 begonnen, 1969 in Betrieb genommen und 2006 stillgelegt. Er nutzte zuletzt Erdgas und Schweröl. Sein Bensonkessel erzeugte stündlich 475 Tonnen Dampf bei 535 °C und 187 Bar. Der wasserstoffgekühlte Generator hatte 187,5 MVA Scheinleistung und speiste in das 110-kV-Netz ein.

Block 2 erreichte 312 MW netto beziehungsweise 330 MW brutto bei 38 % Nettowirkungsgrad. Er lief von 1972 bis 2012 und verwendete Erdgas oder leichtes Heizöl. Sein Sulzerkessel erzeugte 950 Tonnen Dampf je Stunde bei 535 °C und 181 Bar. Block 3 erreichte 415 MW netto beziehungsweise 440 MW brutto bei 39 % Nettowirkungsgrad. Er lief von 1974 bis 2023, nutzte Erdgas oder leichtes Heizöl und erzeugte 1275 Tonnen Dampf je Stunde bei 535 °C und 212 Bar.

Block 4 „Ulrich Hartmann“ ist ein 2011 fertiggestellter GuD-Prototyp mit 561 MW netto, 569 MW brutto und 60,4 % Nettowirkungsgrad. Die Gasturbine SGT5-8000H besitzt etwa 3000 zusätzliche Messstellen zur Erprobung. Der Block kann seine Leistung um bis zu 35 MW pro Minute ändern und emittiert 330 g CO₂ pro kWh Strom. Am 11. Mai 2011 erreichte er 60,75 % Wirkungsgrad, damals einen Weltrekord. Block 5 hat 847 MW netto, 860 MW brutto und 59,7 % Nettowirkungsgrad. Er kombiniert zwei Siemens-SGT5-4000F-Gasturbinen mit einer Dampfturbine und kann aus dem Kaltstart binnen 40 Minuten Volllast erreichen. Block 6 hat 300 MW, wurde 2020 begonnen und 2023 in Betrieb genommen. Er soll innerhalb von 8 Minuten Leistung einspeisen und in weniger als 30 Minuten Volllast erreichen.

Die Stromproduktion der Blöcke 3 bis 5 war in den 2010er-Jahren gering. 0,01 TWh entsprechen je nach Block einer Volllastnutzung von 12 Stunden bei Block 5 bis 24 Stunden bei Block 3. Damit wurden diese Blöcke in diesem Jahrzehnt nicht signifikant zur Stromproduktion genutzt.

Zwischenfälle, Kühlung und Bedeutung

Am 31. Dezember 1987 zerbarst beim Kaltstart von Block 2 ein Niederdruckteil der Turbine in weniger als einer hundertstel Sekunde. Trümmer flogen bis zu 1,3 Kilometer weit. Ursache war ein beim Einbau nicht erkannter Fertigungsfehler: Die 7,5 Meter lange und 1,76 Meter dicke Turbinenwelle war gerissen. Ihre Legierung 28NiMoCr V 8 5 besaß eine zu geringe Bruchzähigkeit und wurde danach nicht mehr in Turbinen verbaut. Der Schaden betrug etwa 25 Millionen Mark. Der VGB führte daraufhin Tests für die Fertigungsverfahren dieser Turbinen ein.

Am 15. Februar 1992 explodierte beim Kaltstart von Block 3 der Kessel. Nach einem zunächst fehlgeschlagenen Zündvorgang wurde ein Brenner manuell gestartet. Nach späterer Untersuchung lag ein Konstruktionsfehler vor: Zu wenig Luftzufuhr, eine zu schnelle Strömung und Wasser verhinderten die korrekte Zündung; angesammeltes Gas detonierte bei der Nachzündung. Der Schaden betrug 56 Millionen Mark; der Block ging erst Mitte 1994 wieder in Betrieb. Vergleichbare Betriebszustände zur Verringerung von NOₓ-Werten wurden danach strenger genehmigt.

Alle Blöcke werden mit Donauwasser gekühlt. Für dauerhaften Volllastbetrieb wären wegen der begrenzten Wärmeaufnahmekapazität der Donau Kühltürme nötig gewesen. Deshalb wurde Irsching auf Mittel- und Spitzenlast ausgerichtet. Eine Fernwärmeauskopplung wurde 1975 und erneut 2005 geprüft; 2008 bestätigte eine Detailstudie die Machbarkeit. 2011 ging ein erster Teil des Wärmeverbunds Ingolstadt ohne Anschluss an Irsching in Betrieb.

Die Ansiedlung von Kraftwerk und Raffinerie beeinflusste die Region wirtschaftlich: Das Durchschnittseinkommen im Landkreis Pfaffenhofen an der Ilm lag 1961 bis 1966 noch 12 % unter dem Bundesdurchschnitt, 1970 nur noch 4,9 % und 1975 3,3 %. Block 1 war außerdem weltweit das erste Kraftwerk mit vollständig automatisiertem Prozessablauf. In den ersten 11.000 Betriebsstunden verursachte das Automatisierungssystem 11 Ausfälle, wurde insgesamt jedoch als Erfolg gewertet.