Zusammenfassung*) der sicherheitstechnischen Beurteilung · NPSH - Net Positive Suction Head KKS - Kraftwerks-Kennzeichnungs-System KV-T-Kurve - verbrauchte Schlagenergie als Funktion

TÜV Technische Überwachung Hessen GmbH Industrie Service Rüdesheimer Straße 119, 64285 Darmstadt Telefon: (06151) 600 - 620

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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.

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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

mailto:[email protected]

TÜV Technische Überwachung Hessen GmbH Industrie Service

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



Seite 6

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



Seite 8

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.



Seite 9

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



Seite 11

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.



Seite 12

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.



Seite 17

Bild 20: geöffnetes Ecksieb mit den Bauteilen des Verschlusses

Bild 21: geöffnetes Ecksieb, Blick in das Gehäuse mit dem darin enthaltenen Siebkorb



Seite 18

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.



Seite 23

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.



Seite 24

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



Seite 25

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.



Seite 26

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



Seite 27

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.



Seite 28

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.



Seite 29

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.



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



Seite 31

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.



Seite 32

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“



Seite 33

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.



Seite 34

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.



Seite 35

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.


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.


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

TÜV Technische Überwachung Hessen GmbH



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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

Documents

Zusammenfassung*) der sicherheitstechnischen Beurteilung · NPSH - Net Positive Suction Head KKS - Kraftwerks-Kennzeichnungs-System KV-T-Kurve - verbrauchte Schlagenergie als Funktion