Besitzer/Betreiber: Prairie State Generating Co., LLC
Der 1.600-MW-Prairie State Energy Campus nutzt die neueste Kohletechnologie zur Verbrennung von Illinois-Kohle aus der Lively Grove-Mine, die sich in der Nähe der Anlage befindet. Der zweite Block des 4,93 Milliarden Dollar teuren Kraftwerks, das seit 2001 in Planung ist, wurde im November 2012 in Betrieb genommen. Damit ist das größte Kohlekraftwerk, das seit 30 Jahren in den USA gebaut wurde, fertiggestellt.
Der Prairie State Energy Campus (PSEC) ist wahrscheinlich das letzte der mehrblättrigen Kohlekraftwerke, die in absehbarer Zeit in den USA gebaut werden. Bei den zuletzt in Betrieb genommenen Kohlekraftwerken (das 600-MW-Kraftwerk John W. Turk, Jr. von SWEPCO und das 825-MW-Kraftwerk Cliffside Unit 6 von Duke Energy) handelt es sich um Einzelblöcke ohne feste Pläne für eine künftige Erweiterung. Die letzten Kohlekraftwerke mit zwei Blöcken, die als ein einziges Projekt fertiggestellt wurden, waren das Oak Grove-Kraftwerk von Luminant (2 x 800 MW) und das Elm Road-Kraftwerk von We Energies (2 x 615), die beide 2010 fertiggestellt wurden, aber hier endet die Ähnlichkeit.
Peabody Energy Corp., das weltweit größte private Kohleunternehmen, hatte den Entwicklungsplan für PSEC ursprünglich in den frühen 2000er Jahren entworfen. Der Plan sah vor, ein Kraftwerk strategisch in der Nähe der Kohlereserven im Illinois Basin anzusiedeln, um die künftige Brennstoffversorgung zu sichern und die Auswirkungen von Marktpreisschwankungen bei der Lieferung von Kohle, einschließlich Transport, auf die Tarife zu minimieren. Die Stromkunden profitieren von stabilen, erschwinglichen Tarifen für die kommenden Jahrzehnte, da das Projekt auch die Kohlereserven in der Nähe von PSEC für mehr als 30 Jahre sichert.
Neunzig Prozent der PSEC-Eigentümer sind öffentliche Stromversorgungsunternehmen und kommunale Stromversorger, die sich auf acht Bundesstaaten verteilen. Bei den Eigentümern des Prairie State Energy Campus handelt es sich um gemeinnützige öffentliche Stromversorgungsunternehmen, darunter American Municipal Power (23,36%), Illinois Municipal Electric Agency (15,17%), Indiana Municipal Power Agency (12,64%), Kentucky Municipal Power Agency (7,82%), Missouri Joint Municipal Electric Utility Commission (12,33%), Northern Illinois Municipal Power Agency (7,60%), Prairie State Power Inc. (8,22%), Southern Illinois Power Cooperative (7,90%) und Peabody Energy (5,06%) über ihre Tochtergesellschaft Lively Grove Energy. Jedes Mitglied der Eigentümergruppe erhält Strom aus dem Kraftwerk im Verhältnis zu seinem Eigentumsanteil und zahlt einen entsprechenden Anteil an den Eigentums- und Betriebskosten des Kraftwerks.
Zentraler Standort
PSEC befindet sich auf einem 1.200 Hektar großen Gelände, zu dem sowohl das Untertagebergwerk Lively Grove von Prairie State als auch das Kraftwerk gehören. Das Kraftwerk liegt etwa 50 Meilen südöstlich von St. Louis und verbraucht jährlich etwa 7 Millionen Tonnen Kohle aus dem Illinois Basin.
Der Bau des 4,93 Milliarden Dollar teuren Kraftwerks begann im Mai 2007 mit der Vorbereitung des Geländes, nachdem es mehrere Jahre lang zu Rechtsstreitigkeiten und Anfechtungen im Zusammenhang mit der Luftreinhaltungsgenehmigung des Kraftwerks gekommen war, die schließlich zugunsten von PSEC entschieden wurden. Die Kaufverträge für die Dampferzeuger, Dampfturbinen und Luftreinigungsanlagen wurden im Juni/Juli 2007 abgeschlossen. Das unterirdische Kohlebergwerk wurde 2010 in Betrieb genommen. Block 1 ging am 6. Juni 2012 ans Netz, gefolgt von Block 2 am 3. November 2012.
PSEC besteht aus zwei überkritischen kohlebefeuerten Dampferzeugern, die von The Babcock & Wilcox Co. hergestellt werden. Jeder Dampferzeuger liefert Frischdampf mit ~3.800 psia und 1.055F an den Überhitzer- und Zwischenüberhitzerauslässen. Bei den Dampferzeugern handelt es sich um Einheiten mit gleitendem Druck und ausgeglichenem Zug mit spiralförmig gewickelter Ofenwandkonstruktion. Die Rohrmaterialien wurden so ausgewählt, dass sie für die Verwendung von schwefelreichen Illinois Basin-Kohlen geeignet sind. Die hochmodernen Abgasreinigungsanlagen wurden von Siemens Power Generation Inc. entwickelt und geliefert, um 98 % der SO2-Emissionen, 90 % der NOx-Emissionen und mehr als 99 % der Feinstaubpartikel – die häufigsten Emissionen – zu entfernen. PSEC verwendet Kohle aus Illinois, die mehr als 9 Pfund SO2 pro Million Btu enthält, und reduziert die Emissionen auf nur 0,182 Pfund SO2 pro Million Btu. Das Ergebnis sind Emissionen, die weniger als ein Fünftel des nationalen Durchschnitts für bestehende kohlebefeuerte Anlagen betragen.
Die Ausrüstung zur Luftreinhaltung beginnt mit Brennern mit niedrigem NOx-Gehalt, gefolgt von einem selektiven katalytischen Reduktionssystem zur NOx-Kontrolle, einem Aktivkohle-Einspritzsystem zur Quecksilberkontrolle, einem Kalkhydrat-Einspritzsystem zur Entfernung von Flusssäure, einem Trockenelektrofilter (ESP) zur Partikelkontrolle, einer nassen Rauchgasentschwefelung zur SO2-Kontrolle und einem nassen ESP zur Aerosolkontrolle. Berichten zufolge hat PSEC allein für die Luftqualitätskontrollsysteme rund 1 Milliarde Dollar ausgegeben.
Toshiba International Corp. lieferte die Dampfturbinengeneratoren mit einer Nennleistung von 877 MW bei einem Abgasdruck von 3,0 Zoll Quecksilber. Jede Dampfturbine ist eine Dampfturbine mit 3.600 U/min, Entnahmekondensation und Zwischenüberhitzung mit acht Entnahmestufen für die Speisewassererwärmung und die Speisewasserpumpenversorgung. Die elektrischen Generatoren haben eine Nennleistung von 1.020 kVA und sind direkt angetriebene, zweipolige, wasserstoffgekühlte Maschinen mit sekundärer Wasserkühlung.
1. Bequeme Kohle. Die aus dem Bergwerk geförderte Kohle wird mit einer Geschwindigkeit von 2.600 Tonnen pro Stunde auf die Kohlenhalde gebracht. Mit freundlicher Genehmigung: Prairie State Generating Co. Ltd.
Der Abdampf der Dampfturbine wird in einem zweischaligen, wassergekühlten Oberflächenkondensator mit Edelstahlrohren mit einem Druck kondensiert. Das Kühlwasser wird durch die Kondensatoren zirkuliert und durch Kühltürme mit mechanischem Zug gekühlt. Das Wasserumlaufsystem für jeden Block verwendet drei Umwälzpumpen mit einer Kapazität von 33% und eine zusätzliche Kühlwasserpumpe mit 100% Kapazität. Das Frischwasser wird aus dem Kaskaskia River etwa 15 Meilen westlich des Kraftwerks bezogen. Ein Speicherteich bietet einen Wasservorrat für 30 Tage.
Express-Anlieferung
Kohle aus dem Bergwerk wird über ein Fördersystem mit einer Geschwindigkeit von 2.600 Tonnen pro Stunde zu PSEC transportiert und auf die Kohlehalde gebracht. Bei normalem Betriebsablauf wird innerhalb von 10 Stunden genügend Kohle für den Betrieb des Kraftwerks für 24 Stunden angeliefert. Die Kohle wird mit einer Geschwindigkeit von 2.600 Tonnen pro Stunde aus der Halde in Wasserbunker in der Nähe der Dampferzeuger entnommen. Der aktive Kohlevorrat reicht unter normalen Betriebsbedingungen für etwa 10 Tage. Auf dem Kraftwerksgelände wurde außerdem Platz für einen inaktiven Kohlemeiler vorgesehen, der bei Volllastbetrieb bis zu 60 Tage lang Brennstoff speichern kann. Die Bahnanbindung des Kraftwerks wurde so ausgelegt, dass bei einer längeren Unterbrechung der Kohlelieferungen aus dem Bergwerk externe Kohlelieferungen in der in der Luftreinhaltungsgenehmigung des Kraftwerks festgelegten Qualität beschafft werden können.
Boden- und Flugasche aus den Kessel- und Luftreinigungssystemen werden gesammelt und zusammen mit den Abfällen aus den Rauchgasentschwefelungsanlagen in den Lagerbereich für Kohleverbrennungsrückstände (CCRs) befördert. Die in der Anlage anfallenden Abwässer, wie z. B. Kessel- und Kühlturmabwässer, werden in den Aschebehandlungs- und Rauchgasentschwefelungsanlagen wiederverwendet. Für die Anlieferung von Kalkstein und die Entsorgung von CCR wird auch der Schienenverkehr genutzt. PSEC entsorgt seine CCRs im neu errichteten Near Field, einer Monodeponie, die gemäß den Standards der Illinois Environmental Protection Agency gebaut wurde und sich direkt neben dem Kraftwerk befindet. Die Abfälle werden per Förderband zum Near Field transportiert, was den Bedarf an Bahntransporten weiter reduziert. PSGC unterhält auch Jordan Grove, eine vollständig ausgekleidete und verwaltete Monodeponie 12 Meilen südlich des Campus.
Überarbeitet und geändert
Wie bei jedem umstrittenen Stromerzeugungsprojekt kam es auch bei PSEC zu Verzögerungen, die durch rechtliche Anfechtungen bei der Genehmigung und durch Bauverzögerungen verursacht wurden. Die Bechtel Power Corp. und die Prairie State Generating Co., LLC schlossen ursprünglich einen EPC-Vertrag (Engineering-Procurement-Construction) mit einem angestrebten Fertigstellungstermin, einem Preis und anderen Leistungsanforderungen. Im Juli 2010 wurde ein überarbeiteter und geänderter EPC-Vertrag mit einem garantierten Fertigstellungstermin abgeschlossen, in dem die Gesamtkosten des Projekts für PSEC auf 3,999 Milliarden US-Dollar festgelegt wurden, wobei die Kosten für die Minenerschließung nicht berücksichtigt wurden. Nach Angaben von Fitch, der Rating-Agentur für die Mehrheit der Eigentümergruppe, wurden die zusätzlichen Projektkosten durch die zusätzliche Absicherung durch den geänderten Bauvertrag gemildert.
Die Projektkosten sind sicherlich höher als ursprünglich in den frühen 2000er Jahren für ein Kohlekraftwerk dieser Größenordnung geplant, aber immer noch viel billiger als für die integrierte Vergasung mit kombiniertem Zyklus – die einzige andere Option für die Verbrennung der verfügbaren Illinois Basin-Kohle -, deren US-Projekte, die sich derzeit im Bau befinden, Erfahrungen mit der Verbrennung von Kohle gemacht haben.Bei den derzeit im Bau befindlichen US-Projekten kam es zu massiven Kostenüberschreitungen und Terminüberschreitungen.
Jetzt, da das Kraftwerk in Betrieb ist, können sich die Kraftwerkseigentümer jedoch über zuverlässige Elektrizität mit geringem Brennstoffpreisrisiko für die nächsten 30 Jahre freuen. Darüber hinaus verringert das Eigentum an der Anlage die Abhängigkeit jedes Eigentümers vom unvorhersehbaren Stromspotmarkt und von steigenden Preisen für langfristige Stromeinkäufe.
Die Eigentümergruppe betrachtet ihre Investition langfristig – die Preise für Erdgas, Kohle und die Kosten für den Kohletransport werden in Zukunft stetig steigen, während die Kosten von PSEC im Gegensatz zu den meisten Kraftwerken unter der Kontrolle des Eigentümers liegen. Ich gehe davon aus, dass sich die Investition der Eigentümer in PSEC über viele Jahre hinweg auszahlen wird.
Beide Blöcke wurden einem Leistungstest unterzogen, und jeder Block wird jetzt mit einer höheren Leistung als der Nennleistung eingesetzt: Block 1 mit 812 MW und Block 2 mit über 809 MW. Die getestete Nettowärmerate der Anlage wurde von PSEC als ~1% besser als garantiert angegeben. ■
– Dr. Robert Peltier, PE ist der beratende Redakteur von POWER.