VGB POWERTECH 3 (2019)

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

3 2019

ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1

Focus

• Chemistry

in power plants

Autonomous operation

of the DI-plant

A trial of film forming

substances at Staythorpe

power station

Turbidity measurement

as trend monitor for

particulate corrosion

products

Audit according to

§ 8a BSI-act – obligation

for operators of

the wind industry?

ORBEN TR. DIE FLOTTE FÜR DIE MOBILE KESSEL-

SPEISEWASSER-AUFBEREITUNG – EUROPAWEIT

Ihr Partner bei Inbetriebnahme, Revision und ungeplanten Stillständen

www.orben.de

Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

Innovative for our next generations,

we provide far-sighted and trusted solutions.

Kurita – responsibility for the future.

WATER SOLUTIONS

For water and

process treatment

PAPER SOLUTIONS

For the paper and

cellulose industry

WE HAVE JUST THIS ONE EARTH. The generations that follow us deserve

a clean planet where life is worth living – with an environment where man and

nature can live together in harmony. Every step we take in our research and

development looks ahead to the future. You can therefore expect solutions

from us which focus equally on the sustainability, cost-effectiveness and

safety of your processes. With our latest innovations for water and paper

treatment, we carry you further along your road to success. As a globally

active company we are always close to you with our professional and

customised service.

Kurita – increased efficiency for industry.

Kurita Europe GmbH

Giulinistraße 2

67065 Ludwigshafen

Germany

Phone: +49 621 1218 3000

Contact: info@kurita.eu

Visit us at: www.kurita.eu

VGB PowerTech 3 l 2019

Editorial

Chemistry in power generation –

challenges and opportunities

Safe, environmentally friendly,

failure-free and economical

are the requirements for operation

in power generation. To

make a contribution to this is

also an original objective and

at the same time a claim of

power plant chemistry.

Power plant chemistry is one

of the roots of the VGB. About

100 years ago, investigations

to clarify corrosion phenomena

– the interplay between

medium and material – and

cases of considerable steam

generator corrosion led to the

founding of the “Feed Water Committee”, the nucleus of today’s

VGB PowerTech.

The first steps of power plant chemistry on the way through

the decades of technical developments were the development

of technologies for the production of extremely low-salt feed

water.

With a leap over the decades, the replacement of evaporator

plants by ion exchange technology and the introduction of condensate

cleaning systems were milestones in the development of

safe and reliable power plant operation. Today, membrane technologies

are at the forefront, with the claim of a “wastewaterfree”

power plant. The conditioning of water-steam circuits to

form stable protective layers and prevent corrosion led from the

neutral to the alkaline to the initially controversial and operating

mode with oxygen dosing. Conditioning is more than ever a

topic of current importance.

Chemical developments in power generation seemed to have

been completed in the mid-1970s. The role was strongly limited

to analytics. With the retrofitting of conventional power plants

with flue gas cleaning systems, new challenging tasks arose.

Fossil-fired plants became “chemical factories”. Further tasks

in the course of environmentally friendly power generation followed.

Chemistry played a role in all these challenges and the current

VGB conference “Chemistry in Power Plants” – the main topic of

this issue – showed in impressive lectures that the topic of chemistry

in power generation is far from being exhausted.

It is not only a matter of optimising the existing, but also of providing

great potentials for new processes through innovation,

i.e. new things, and this also or especially in times in which digitalisation

seems to be the philosopher’s stone. New challenges

in electricity generation, both conventional and renewable, can

thus be mastered.

Chemistry is therefore not only a topic of the “power plant”, it is

a topic of the power industry.

This is also reflected in the work of the VGB, in its committees

and in the services of the VGB. Materials, the interaction of material

and environment are not only topics of water chemistry. It

is also a topic of renewables, because ultimately all materials can

be traced back to the topic of chemistry. In many areas, chemistry

also determines the technical environment of individual

plant components, for example in connection with lubricants

and oil. In the coupling of chemistry, materials and oil laboratories

and their significance for the industry, VGB therefore covers

such requirements with extended services.

In the expert committees of the VGB, the work “on site”, the exchange

of experience takes place, i.e. also today and certainly in

the future an important component of know-how transfer and

innovation. In times of digitalization and almost infinite possibilities

to retrieve “knowledge” from the worldwide Internet,

it is ultimately the implementation by qualified employees that

applies locally in the plants. This requires more than just information

research in a network that provides an answer to any

question. The exchange of experience and knowledge, whether

on-site or via web conference as a digital tool, is and remains a

lived “win-win situation” in the VGB.

The developments in energy technology are not complete, new

challenges for chemistry are evident. Worldwide, these continue

to include increasing demands for environmentally friendly conventional

power generation, also based on fossil fuels. In Europe

and Germany, with ambitious targets for further expansion of

renewable generation, further challenges are opening up, for

example composite materials in the use of wind energy. Storage

is also a core topic for chemistry. New chemical storage or battery

storage concepts are inconceivable without a contribution

from chemistry. And when Power-to-X comes into play, chemistry

again comes first.

Where these developments will lead, we can neither predict nor

foresee today. The path seems to be a goal, but for chemistry it

means challenges and commitment.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Editor in Chief, VGB PowerTech

Essen, Germany

1

Editorial VGB PowerTech 3 l 2019

Chemie in der Stromerzeugung –

Herausforderungen und Chancen

Sicher, umweltgerecht, störungsfrei

und wirtschaftlich

sind die Anforderungen an den

Betrieb in der Stromerzeugung.

Einen Beitrag dazu zu leisten

ist auch eine originäre Aufgabe

und zugleich Anspruch der

Kraftwerkschemie.

Die Kraftwerkschemie gehört

dabei zu den Wurzeln des VGB.

Vor rund 100 Jahren führten Untersuchungen

zur Aufklärung

von Korro sionserscheinungen

– dem Wechselspiel zwischen

Medium und Werkstoff – und

Fälle erheblicher Dampferzeugerkorrosionen

zur Gründung

des „Speisewasserausschusses“, der Keimzelle des heutigen VGB

PowerTech.

Erste Schritte der Kraftwerkschemie auf dem Weg durch die Jahrzehnte

technischer Entwicklungen waren die Entwicklung von

Technologien zur Herstellung extrem salzarmen Speisewassers.

Mit einem Sprung über die Jahrzehnte waren dann der Ersatz

von Verdampferanlagen durch die Ionenaustauschertechnologie

sowie die Einführung von Kondensatreinigungsanlagen Meilensteine

in der Entwicklung für einen sicheren und verlässlichen

Kraftwerksbetrieb. Heute stehen Membrantechnologien im Vordergrund,

mit dem Anspruch eines „abwasserfreien“ Kraftwerks.

Die Konditionierung von Wasser Dampf Kreisläufen zur Bildung

stabiler Schutzschichten und Vermeidung von Korrosionen führte

von der neutralen über die alkalische hin zur anfangs umstrittenen

und Fahrweise mit Sauerstoffdosierung. Konditionierung ist

dabei mehr denn je ein Thema aktueller Bedeutung.

Die Entwicklungen der Chemie in der Stromerzeugung schienen

Mitte der 1970er Jahre abgeschlossen. Die Rolle beschränkte sich

stark auf Analytik. Mit Einsetzen von Nachrüstungen der konventionellen

Kraftwerke mit Rauchgasreinigungsanlagen stellten sich

neue anspruchsvolle Aufgaben. Fossilbefeuerte Anlagen wurden

zu „chemischen Fabriken“. Weitere Aufgaben im Zuge umweltgerechter

Stromerzeugung folgten.

Chemie spielte bei all diesen Herausforderungen eine Rolle und

die aktuelle Konferenz „Chemie im Kraftwerk“ des VGB – Themenschwerpunkt

dieser Ausgabe – zeigte in eindrucksvollen Vorträgen,

dass sich das Thema Chemie in der Stromerzeugung noch

lange nicht erschöpft hat.

Dabei geht es nicht allein darum, Vorhandenes zu optimieren,

vielmehr bietet auch die Chemie große Potenziale durch Innovation,

also Neues, Impulse für neue Verfahren zu liefern und dies

auch oder gerade in Zeiten, in denen in der Digitalisierung der

Stein der Weisen zu liegen scheint. Neue Herausforderungen in

der Stromerzeugung, gleichwie der konventionellen als auch erneuerbaren

Erzeugung, können somit gemeistert werden.

Chemie ist also nicht nur ein Thema des „Kraftwerks“, sie ist Thema

der Branche.

Dies spiegelt sich auch in der Arbeit des VGB wider, in seinen Gremien

und in den Dienstleistungen des VGB. Werkstoffe, die Wechselwirkung

von Werkstoff und Umgebung sind nicht nur Thema

der Wasserchemie. Es ist auch Thema der Erneuerbaren, denn

letztendlich lassen sich alle Werkstoffe auf das Thema Chemie

zurückführen. Zudem bestimmt die Chemie in vielen Bereichen

auch das technische Umfeld einzelner Anlagenkomponenten, so

zum Beispiel in Zusammenhang mit Schmierstoffen und Öl. In der

Koppelung von Chemie, Werkstoffen und Öllabor und ihrer Bedeutung

für die Branche deckt VGB daher mit erweiterten Dienstleistungen

solche Anforderungen ab.

In den Fachgremien des VGB, der Arbeit „vor Ort“, erfolgt dabei

der Erfahrungsaustausch, also eine auch heute und sicherlich in

Zukunft wichtige Komponente von Know-how-Transfer und Innovation.

In Zeiten der Digitalisierung und schier unendlich wirkender

Möglichkeiten „Wissen“ im weltweiten Internet abzurufen, ist

es letztendlich die Umsetzung durch qualifizierte Beschäftigte, die

vor Ort in den Anlagen gilt. Dazu ist mehr erforderlich, als die reine

Informationsrecherche in einem Netz, das auf jede Frage eine

– beliebige – Antwort liefert. Der Erfahrungs- und Wissensaustausch,

ob vor Ort oder per Webkonferenz als digitales Hilfsmittel

ist und bleibt eine gelebte „Win-win-Situation“ im VGB.

Die Entwicklungen in der Energietechnik sind nicht abgeschlossen,

neue Herausforderungen an die Chemie sind evident. Weltweit

zählen dazu weiterhin steigende Anforderungen einer umweltgerechten

konventionellen Stromerzeugung, auch auf Basis

fossiler Energierohstoffe. In Europa und Deutschland mit ambitionierten

Zielen eines weiteren Ausbaus erneuerbarer Erzeugung

öffnen sich weitere Herausforderungen, denken wir nur an die

Verbundwerkstoffe in der Windenergienutzung. Auch die Speicherung

ist ein Kernthema für die Chemie. Neue chemische Speicher

oder Batteriespeicherkonzepte sind ohne einen Beitrag der

Chemie nicht denkbar. Und wenn Power-to-X ins Spiel kommt,

steht die Chemie wiederum an vorderster Stelle.

Wo diese Entwicklungen hinführen, vermögen wir heute weder

vorherzusagen noch abzusehen. Der Weg scheint ein Ziel zu sein,

aber für die Chemie bedeutet er Herausforderungen und Engagement.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Chefredakteur VGB PowerTech

Essen, Deutschland

2

WE’VE SET THE

NEW STANDARD

Anodamine ® is a completely unique,

surface-active technology that provides

unparalleled protection throughout the

entire steam-water cycle in tandem with

existing, well-established treatment

protocols such as AVT(O) and OT.

The only one of its kind, Anodamine

provides industry with a treatment

option free of the limitations commonly

held by other treatment regimes.

“When the status quo has become

an obstacle to innovation, a

superior technology can change

everything”

ANODAMINE + AVT(O)/OT = OPTIMIZED TREATMENT

FULL OEM

COMPLIANCE

No need to change existing

OEM steam limits and no

risk in overdosing.

LAY-UP

PERFORMANCE

Easier, simpler and faster

lay-ups are possible with

Anodamine protection.

NON-TOXIC

Anodamine is

environmentally compatible

and requires no PPE with an

LC50 for fish (Pimephales

promelas) of 161,600 mg/l.

SCC PROTECTION

Anodamine has been

shown to assist in

preventing pitting, thus

preventing the propagation

of SCC.

SINGLE & TWO PHASE

FAC PROTECTION

With a unique 60/40 volatile

to liquid ratio, both single

and two-phase FAC is

mitigated with Anodamine.

CONDENSATE

POLISHER FRIENDLY

Anodamine has been

shown to have no negative

effects on condensate

polisher filters.

CONTACT US

Anodamine Europe B.V.

O: +31(0)492746674 F: +31(0)492556692

Engelseweg 229 5705 AE Helmond The Netherlands

PO Box 475 5705 AL Helmond The Netherlands

europe@anodamine.com | www.anodamine.com

Contents VGB PowerTech 3 l 2019

ORBEN TR – Kesselspeisewasser auf Abruf

Die sofortige Verfügbarkeit großer Mengen von Kesselspeisewasser

ist bei der Inbetriebnahme von entscheidender Bedeutung, sei es

bei der Druckprobe oder als Spülwasser zwischen den Beizvorgängen.

Auch bei laufendem Betrieb des Kraftwerks kann der

temporäre Einsatz einer mobilen Wasseraufbereitung angezeigt

sein, zum Beispiel zur Besicherung bei einer Revision oder bei

ungeplanten Stillständen der stationären VE-Anlage.

In all diesen Fällen kommt es darauf an, dass Kesselspeisewasser

in der erforderlichen Menge und Qualität zuverlässig abrufbar ist.

Das ORBEN TR-Team und die ORBEN TR-Flotte sind exakt auf diese

Anforderungen ausgerichtet. Die vieljährige Erfahrung in der

Abwicklung solcher Einsätze sorgt aus Kundensicht für reibungslose,

sichere und vor allem auch wirtschaftlich kalkulierbare Abläufe.

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 3 l 2019

Chemistry in power generation – Challenges and opportunities

Chemie in der Stromerzeugung – Herausforderungen und Chancen

Christopher Weßelmann 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Industry News 20

Power News 21

Publications 28

Events compact

Branchentermine kompakt 30

„Autonomous operation“ of the DI-plant

Artificial Intelligence (AI) in DI-Production

„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage Künstliche Intelligenz (KI)

in der VE-Produktion

Dieter Mauer 32

A trial of film forming substances

at Staythorpe power station

Versuch zum Einsatz filmbildender Substanzen

im Kraftwerk Staythorpe

Andrew Mosley and Cheryl Tommons 37

Turbidity measurement as trend monitor

for particulate corrosion products

Trübungsmessung als Trendmonitor

für teilchenförmige Korrosionsprodukte

Lukas Staub, Michael Rziha and Marco Lendi 42

Conference report: Chemistry in Power Plants 2018

Tagungsbericht: Chemie im Kraftwerk 2018

Sabine Kuhlmann 47

4


Contents

ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1

Die modulare Ausstattung der TR-Flotte ermöglicht eine passgenaue

Mietan lagen- Lösung für jede Speisewasser-Konstellation: von einer

reinen Ionenaustauscher Mischbett-Anlage über die Kombination aus

Umkehrosmose und Mischbett bis hin zu einer Voraufbereitung mit

Ultrafiltration, Umkehrosmose, Membranentgasung

zur Sauerstoffentfernung und nachgeschalteten

Misch betten. Auch die zahlreichen Leistungsstufen von 10, 30, 60,

120 und 150 m 3 /h sorgen für eine bestmögliche, wirtschaftliche

Auslegung, individuell abgestimmt auf die kraftwerksseitigen

Voraussetzungen.

Allen Lösungen gemein ist die Möglichkeit des Vor-Ort-Harzwechsels.

Einmal platziert, werden die Leihanlagen bis zum Abschluss des

Einsatzes vor Ort nicht bewegt. Die erheblichen Logistikkosten für den

Trailer-Transport zur Regenerierstation und zurück entfallen. Werden die

Anlagen ohne das Orben-Bedien personal angemietet, unterstützt die

digitale Anlagenfernüberwachung den Anlagenführer vor Ort.

ORBEN TR. DIE FLOTTE FÜR DIE MOBILE KESSEL-

SPEISEWASSER-AUFBEREITUNG – EUROPAWEIT

Ihr Partner bei Inbetriebnahme, Revision und ungeplanten Stillständen

ORBEN Wasseraufbereitung GmbH & Co. KG

Rheingaustraße 190-196

65203 Wiesbaden

Tel. +49 611 9625722

Fax +49 611 9629064

www.orben.de

Formation of nitrogen-based emissions in circulating

fluidised bed combustion plants

Entstehung von stickstoffbasierten Emissionen in

zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen

Stefan Zeltner 52

Audit according to § 8a BSI-act – obligation for operators

of the wind industry?

Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Pflicht für Betriebsführer

der Windindustrie?!

Stefan Loubichi 57

Wind Energy in Germany and Europe

Status, potentials and challenges for baseload application

Part 2: European Situation in 2017

Windenergie in Deutschland und Europa. Status quo, Potenziale und

Herausforde run gen in der Grundversorgung mit Elektrizität

Teil 2: Europäische Situation im Jahr 2017

Thomas Linnemann and Guido S. Vallana 64

Effects of lignite phase-out and energy system transformation on

climate and national economy

Wirkungen von Braunkohleausstieg und Energiewende

auf Klima und Volkswirtschaft

Dietrich Böcker 81

Operating results 86

VGB News 90

Inserentenverzeichnis 94

Events 95

Imprint96

Preview VGB PowerTech 4|2019 96

Annual Index 2018: The Annual Index 2018, as also of previous

volumes, are available for free download at

https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html

Jahresinhaltsverzeichnis 2018: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2018

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:

https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html

5

Abstracts VGB PowerTech 3 l 2019



Dieter Mauer

When planning a new DI-plant, the goal is more

and more the deserted plant. At the same time,

laboratory skills are reduced. This discrepancy

can only be counteracted if the system itself is

in a position to analyse itself, to recognise fault

states itself, to specify the exact location and origin

of the fault and, in the best-case scenario, to

even provide the operator with suggested solutions

and recommended actions. This is precisely

the task of the new MionTec analysis system.

It bases on methods of the Artificial Intelligence

and can determine with very few measured

data complex predictions of the system behaviour

with regard to each individual stage of the

DI-plant. It predicts conductivity and pH after

each stage and shows them in a graphical form

similar to the one the operator of its PCS is accustomed

to. The objective is a system, which,

together with the measurement data of the PCS,

compares prediction and reality in detail and

from this identifies aging, component errors and

deviations as automatically as possible and announces

them to the operator. The autonomous

repair is probably still a vision, but the regular

adjustment of the regenerant consumption on

the actual needs is already possible!

A trial of film forming substances at

Staythorpe power station

Andrew Mosley and Cheryl Tommons

A trial of film forming substances was carried

out by RWE Generation UK at their 1,735 MW

(4 x 435 MW) Staythorpe CCGT power plant. As

part of the trial, extensive plant monitoring was

carried out to allow the performance of the film

forming substances to be assessed and compared.

All data was reviewed and observations made on

the impact of the use of film forming substances

on key plant parameters such as steam conductivity

and iron transport. The performance of

the two units operating with a supplementary

film forming conditioning programme was also

compared against the two units operating with a

baseline conditioning programme only. The trial

presented some challenges in regards to the operation

and control of the film forming substance

programme, namely dose rate control and analysis

of the products. The different analytical techniques

used to determine product residual and

breakdown products are recommended and the

overall impact on iron transport and plant internal

condition is given.

Turbidity measurement as trend monitor for

particulate corrosion products

Lukas Staub, Michael Rziha and Marco Lendi

Corrosion product monitoring is essential to

determine the effectiveness of the cycle chemistry

treatment program. Nowadays the determination

of trends for corrosion products in

the various systems becomes even more crucial

due to the countless numbers of cycling plants

as a result from the increased use of regenerative

energy sources in the grids. The correct and

complete determination of corrosion products,

which are almost present as undissolved particles,

can be realized by complex and time-consuming

analytical methods only. For modern

cycling plants these manual, analytical methods

are of minor benefit, since the short time

and strong oscillating, spiking behavior cannot

be followed up in a complete and satisfactory

manner. Certainly, such processes cannot be replaced

by online measuring systems completely.

However, some available online parameters are

already in use as helpful trend monitor. The

technical possibilities and limits of turbidity

measurement are discussed as trend monitor

for particulate corrosion products.

Formation of nitrogen-based emissions in

circulating fluidised bed combustion plants

Stefan Zeltner

The generation of nitrogen-based emissions is,

adjacent to the well-known dependence on the

combustion temperature, also linked to the supply

of oxygen in the combustion zone. The empirical

based assumptions could be proved for

the large scale by measurements of the generated

raw gas in circulating fluidised bed incinerators.

While the emissions of NO 2 , N 2 O, HCN and

NH 3 decrease exponentially with decreasing

concentrations of oxygen, the curve progression

of the generation of NO is similar to an upwards

opened parabola with a vertex at about

2.2 Vol.-%. Based on these interrelationships,

an optimum working point for the minimization

of nitrogen-based emissions can be defined at

an oxygen concentration in the raw gas of about

4 Vol.-%. The adaption of this parameter leads

among the reduction of the NOx-concentration

to an improvement of the plant efficiency due

to a reduction of the required power demand of

blowers.

Audit according to § 8a BSI-act – obligation

for operators of the wind industry?

Stefan Loubichi

The world of the renewables is completely different

and not comparable to the “old” word.

The wind industry is [according to structural

particularities] as well not able to deal in a

good way with the IT-security catalogue according

to § 11 Ib EnWG, issued in December

2018. (Technical) Operators in the wind industry

have to deal with § 8a BSI-act. This leads to

structural consequences. While the main contact

in the case for IT security catalogue is the

“Bundesnetz agentur”, the main contact for § 8a

BSIG companies is the “Bundesamt für Sicherheit

in der Informationstechnik”. As well the

powerful German accreditation body DakkS is

not involved in the § 8a BSIG processes. A big

challenge for technical operators [dealing with

more than 420 MW] is the fact, that they normally

had to present the results of the § 8a BSIG

audits to the BSI already in 2018, while classic

energy producers dealing with the IT-security

catalogue must be successfully audited until

March 2021. In this essay we introduce to you

who is allowed to do the audit. Audit teams doing

the § 8a BSIG audits have to fulfill more/

different requirements than auditors doing the

IT-security catalogue audits. As well we will

present to you the process of auditing. The § 8a

BSIG processes can as well not be compared

with the audits according to the IT-security catalogue.

Furthermore, the auditing standard ISO

27006 is not applicable for technical


Status, potentials and challenges for

baseload application


Thomas Linnemann and Guido S. Vallana

One essential physical property of wind energy

is its large spatiotemporal variation due to wind

speed fluctuations. From a meteorological point

of view, the electrical power output of wind turbines

is determined by weather conditions with

typical cor-relation lengths of several hundred

kilometres. As a result, the total wind fleet output

of 18 European countries extending over

several thousand kilometres in north-south and

east-west direction is highly volatile and exhibits

a strong intermittent character. An intuitively

expectable significant smoothing of this wind

fleet output to an amount, which would allow a

reduction of backup power plant capacity, however,

does not occur. In contrast, a highly intermittent

wind fleet power output showing significant

peaks and minima is observed not only

for a single country, but also for the whole of the

18 European countries. Between 2015 and 2017

the European wind fleet’s power utilisation factor

resulted in annual mean values between 22

to 24 % and continuously available (secured)

annual minima between theoretically 4 and 5 %

of its nameplate capacity despite tens of thousands

of wind turbines distributed throughout

Europe. Wind energy therefore requires a practically

100 % backup as long as the wind fleet’s

nameplate capacity has not exceeded the cumulative

load of these 18 countries considered,

plus reserves.

Effects of lignite phase-out and energy

system transformation on climate and

national economy

Dietrich Böcker

The Coal Commission, officially known as the

„Commission for Growth, Structural Change

and Employment“, was commissioned by the

German Federal Government to set the date of

2038, possibly 2035, as the date for the phasing-out

of coal. The aim is to reduce CO 2 emissions

in order to stabilise the global climate and

at the same time prove that a highly developed

economy can be converted from a fossil-based

to a regenerative-based economy as planned

and thus be a role model and pioneer in climate

issues. The German energy revolution ignores

the fact that CO 2 emissions worldwide have risen

steadily over three decades and will continue

to rise. The self-set national climate targets have

so far been missed. The lignite phase-out will

have no measurable effect on the climate and

causes very high costs. As a result, the climate

and energy strategy must be readjusted.

6


Kurzfassungen

„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage

Künstliche Intelligenz (KI) in der

VE-Produktion

Dieter Mauer

Immer öfter ist das Ziel bei einer Neuplanung für

eine VE-Anlage die menschenleer betreibbare

Anlage. Gleichzeitig werden auch die Laborkompetenzen

soweit wie möglich verringert. Dieser

Diskrepanz kann nur entgegengetreten werden,

wenn die Anlage selbst in die Lage versetzt wird,

sich selbst zu analysieren, Fehlzustände selbst

zu erkennen, den genauen Ort und die Herkunft

des Fehlers zu benennen und dem Betreiber

im Optimalfall sogar Lösungsvorschläge und

Handlungsempfehlungen anzugeben. Genau

dies ist die Aufgabe des neuen Mi-Vision-Analysesystems

von MionTec. Es basiert auf Methoden

der Künstlichen Intelligenz und kann aus sehr

wenigen Messdaten komplexe Vorhersagen des

Anlagenverhaltens bezogen auf jede einzelne

Stufe der Anlage ermitteln. Es sagt Leitfähigkeit

und pH nach jeder Stufe voraus und zeigt sie in

Kurvenform ähnlich, wie es der Betreiber von

seinem PLS gewohnt ist. Die Zielsetzung ist ein

System, welches zusammen mit den Messdaten

des PLS Vorhersage und Realität im Detail vergleicht

und daraus Alterung, Komponentenfehler

und Abweichungen so selbsttätig wie möglich

feststellt und dem Betreiber benennt. Die

autonome Reparatur ist wohl wirklich Vision,

aber die regelmäßige Justierung des Regeneriermittelverbrauches

auf die tatsächlich notwendigen

Mengen ist schon jetzt möglich!

Versuch zum Einsatz filmbildender

Substanzen im Kraftwerk Staythorpe

Andrew Mosley und Cheryl Tommons

RWE Generation UK hat in ihrem 1.735 MW (4

x 435 MW) großen GuD-Kraftwerk Staythorpe

einen Versuch mit filmbildenden Substanzen

durchgeführt. Zwei Substanzen wurden im Rahmen

der Studie untersucht: ein Filmbildungsprodukt

auf Aminbasis und ein Nicht-Amin-Produkt.

Die filmbildenden Substanzen wurden als

Ergänzung zu den bestehenden AVT (O) und

phosphatbasierten Konditionierungsprogrammen

der Anlage eingesetzt. Im Rahmen des Versuchs

wurde eine umfangreiche Anlagenüberwachung

durchgeführt, um die Wirkungen der

filmbildenden Substanzen beurteilen und vergleichen

zu können. Die Leistung der beiden Anlagen,

die mit einem zusätzlichen Filmbildungskonditionierungsprogramm

betrieben werden,

wurde ebenfalls mit der Leistung der beiden

Anlagen verglichen, die nur mit einem Basiskonditionierungsprogramm

betrieben werden.

Der Versuch stellte einige Herausforderungen

in Bezug auf die Funktionsweise und Kontrolle

des Programms für filmbildende Substanzen

dar, nämlich die Dosisleistungskontrolle und die

Analyse der Folgeprodukte. Die verschiedenen

analytischen Techniken zur Bestimmung von

Produktrückständen und Abbauprodukten werden

empfohlen und die Gesamtauswirkungen

auf den Eisentransport und den inneren Zustand

der Anlage werden erläutert.

Trübungsmessung als Trendmonitor für

teilchenförmige Korrosionsprodukte

Lukas Staub, Michael Rziha und Marco Lendi

Die Überwachung von Korrosionsprodukten

ist unerlässlich, um die Wirksamkeit der Maßnahmen

zur Wasserchemie zu bestimmen. Aufgrund

der erforderlichen flexiblen und damit

sich stetig verändernden Fahrweise thermischer

Kraftwerke, die durch die verstärkte Einspeisung

erneuerbarer Energiequellen in die Netzen

auftreten, wird die Ermittlung von Trends für

Korrosionsprodukte in den verschiedenen Anlagensystemen

thermischer Kraftwerke heute

noch entscheidender. Die exakte und vollständige

Bestimmung von Korrosionsprodukten,

die meist als ungelöste Partikel vorliegen, kann

nur mit komplexen und zeitaufwändigen Analysemethoden

realisiert werden. Für moderne

Kraftwerksanlagen sind diese manuellen, analytischen

Methoden eher wenig geeignet, da

das kurze Zeit- und starke Änderungsverhalten

nicht vollständig und zufriedenstellend verfolgt

werden kann. Sicherlich können solche Prozesse

nicht vollständig durch Online-Messsysteme

ersetzt werden. Einige verfügbare Online-Parameter

können aber als hilfreicher Trendmonitor

eingesetzt werden. Die technischen Möglichkeiten

und Grenzen der Trübungsmessung werden

als Trendmonitor für partikelförmige Korrosionsprodukte

diskutiert.

Entstehung von stickstoffbasierten

Emissionen in zirkulierenden Wirbelschicht-

Verbrennungsanlagen

Stefan Zeltner

Die Bildung von stickstoffbasierten Emissionen

steht neben der weitaus bekannteren Abhängigkeit

von der herrschenden Verbrennungstemperatur

auch im Zusammenhang mit dem Sauerstoffangebot

im Bereich der Feuerung. Im

Rahmen von Rohgasmessungen an zwei zirkulierenden

Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen

konnten die bestehenden Überlegungen und

Ansätze für den Großmaßstab bestätigt werden.

Während die Konzentrationen von NO 2 , N 2 O,

HCN und NH 3 mit abnehmender Sauerstoffkonzentration

exponentiell ansteigen, ähnelt

der Verlauf der NO-Bildung einer nach oben

geöffneten Parabel mit einem Scheitelpunkt bei

etwa 2,2 Vol.-%. Basierend auf diesen Zusammenhängen

lässt sich ein optimaler Betriebspunkt

zur Minimierung der stickstoffbasierten

Emissionen bei einem Sauerstoffgehalt im Rohgas

von etwa 4 Vol.-% ableiten. Die Anpassung

dieses Wertes führt neben der Senkung der

NOx-Konzentration auch zur Verbesserung des

Anlagenwirkungsgrads, da die notwendigen

Gebläseleistungen reduziert werden. Die Variation

der Rohgas-Sauerstoffkonzentration sollte

dabei schrittweise und unter Berücksichtigung

weiterer Parameter (z.B. Schwankungen der

Brennstoffqualität mit der damit verbundenen

Sauerstoffzehrung, die in der Folge zu CO- bzw.

C org -Spitzen führen können) stattfinden. Auf

diese Weise ist es neben einer kontinuierlichen

Senkung der NOx-Konzentrationen auch möglich,

eine kurzfristige Minderung dieses Parameters

zur Vermeidung einer drohenden Grenzwertverletzung

zu erzielen.

Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Pflicht für

Betriebsführer der Windindustrie?!

Stefan Loubichi

Die Welt der Erneuerbaren in der Energieerzeugung

unterscheidet sich grundsätzlich von der

“alten” Energiewelt. Mit dem im Dezember 2018

veröffentlichten IT-Sicherheitskatalog gemäß §

11 Abs. 1b EnWG ist die Windindustrie kaum zu

erfassen. Technische Betriebsführer in der Windindustrie

müssen sich mit § 8a BSI-Gesetz auseinandersetzen.

Dies führt zu strukturellen Unterschieden.

Während zum Beispiel im Falle des

IT-Sicherheitskataloges die Bundesnetzagentur

Hauptansprechpartner ist, ist dies bei Unternehmen

des § 8a BSIG das Bundesamt für Sicherheit

in der Informationstechnik. Des Weiteren

ist auch die mächtige Deutsche Akkreditierungsstelle

DakkS hier nicht in die Prozesse involviert.

Eine große Herausforderung für [technische]

Betriebsführer der Windindustrie [welche den

Schwellenwert von 420 MW überschreiten]

besteht auch darin, dass diese eigentlich das Ergebnis

Ihrer Prüfung nach § 8a BSIG bereits im

Jahr 2018 dem BSI hätten präsentieren müssen,

während Energieerzeuger, die unter den IT-Sicherheitskatalog

nach § 11 Ib EnWG fallen, das

Ergebnis der Zertifizierung bis März 2021 nachweisen

müssen. In diesem Aufsatz stellen wir Ihnen

vor, wer überhaupt die Audits durchführen

darf. Auditteams, welche die Audits nach § 8a

BSIG durchführen, müssen nämlich umfangreichere

Voraussetzungen erfüllen als Auditoren,

welche Audits nach dem IT-Sicherheitskatalog

auditieren. In diesem Aufsatz zeigen wir Ihnen

auch die Prozesse der Auditierung. Die Prozesse

des Auditierens nach § 8a BSIG unterscheiden

sich grundsätzlich von den Prozessen der Auditierung

nach dem IT-Sicherheitskatalog. Des

Weiteren ist die Auditierungsnorm ISO 27006

hier nicht anwendbar. Und natürlich stellen

wir Ihnen in diesem Aufsatz alle mächtigen BSI

Hilfsmittel vor, die sich im § 8a BSIG – Business

kennen und anwenden sollten.

Windenergie in Deutschland und Europa

Status quo, Potenziale und Herausforde rungen

in der Grundversorgung mit Elektrizität


Thomas Linnemann und Guido S. Vallana

Eine wesentliche physikalische Eigenschaft der

Windenergie ist ihre starke raumzeitliche Variation

aufgrund der Fluktuationen der Windgeschwindigkeit.

Meteorologisch betrachtet

wird die aus Windenergieanlagen eingespeiste

elektrische Leistung durch Wetterlagen mit typischen

Korrelationslängen von mehreren hundert

Kilometern bestimmt. Im Ergebnis ist die

aufsummierte eingespeiste Leistung der europaweit

über mehrere tausend Kilometer sowohl in

Nord-Süd- als auch Ost-West-Richtung verteilten

Windenergieanlagen hoch volatil, gekennzeichnet

durch ein breites Leistungsspektrum.

Die intuitive Erwartung einer deutlichen Glättung

der Gesamtleistung tritt allerdings nicht

ein. Das Gegenteil ist der Fall, nicht nur für ein

einzelnes Land, sondern auch für die große Leistungsspitzen

und -minima. Windenergie trägt

damit praktisch nicht zur Versorgungssicherheit

bei und erfordert planbare Backup-Systeme

nach heutigem Stand der Technik in Höhe von

fast 100 % der Nennleistung des „europäischen

Windparks“.

Wirkungen von Braunkohleausstieg und

Energiewende auf Klima und

Volkswirtschaft

Dietrich Böcker

Die Kohle-Kommission, mit der offiziellen Bezeichnung

„Kommission für Wachstum, Strukturwandel

und Beschäftigung“ hat im Auftrag

der Bundesregierung als Termin für den Ausstieg

aus der Verstromung von Kohle das Jahr

2038, eventuell auch schon 2035, benannt Damit

sollen die CO 2 -Emissionen zur Stabilisierung

des Weltklimas gesenkt und gleichzeitig

der Nachweis geführt werden, dass eine hoch

entwickelte Volkswirtschaft planmäßig von

der fossilen Basis auf eine regenerative Basis

umgestellt und damit Vorbild und Vorreiter

bei Klimafragen sein kann. Diesem hohen Anspruch

steht die Wirklichkeit gegenüber: Die

deutsche Energiewende ignoriert, dass weltweit

die CO 2 -Emissionen über drei Jahrzehnte unentwegt

gestiegen sind und weiter steigen werden.

Die selbst gesetzten nationalen Klimaziele

werden bisher verfehlt. Der Braunkohleausstieg

wird keine messbare Wirkung auf das Klima haben

und verursacht sehr hohe Kosten. Die Klimaund

Energiestrategie muss neu justiert werden.

Die überhöhten Ambitionen der bis jetzt - und

wohl auch in Zukunft - unwirksamen CO 2 -Verhinderungsstrategie

müssen reduziert werden.

Es bedarf einer tragfähigen Strategie der rechtzeitigen

und klug geplanten Anpassung an den

Klimawandel. Dabei bleibt ein weiterer, aber

von realistischen Zielen getragener Ausbau der

regenerativen Energie ebenso richtig, wie fortgesetzte

Anstrengungen zur Effizienzsteigerung

und zum Energiesparen.

7

VGB POWERTECH as printed edition,

monthly published, 11 issues a year

Annual edition as CD or DVD

with alle issues from 1990 to 2019:

Profount knowledge about electricity

and heat generation and storage.

Order now at www.vgb.org/shop

1/2 2012

European

Generation Mix

• Flexibility and

Storage

1/2 2012

International Journal for Electricity and Heat Generation

The electricity sector

at a crossroads

The role of

renewables energy

in Europe

Power market,

technologies and

acceptance

Dynamic process

simulation as an

engineering tool

European

Generation Mix

• Flexibility and

Storage


at a crossroads

The role of

renewables energy

in Europe

Power market,

technologies and

acceptance

Dynamic process

simulation as an

engineering tool


International Journal for Electricity and Heat Generation


1/2 2012

European

Generation Mix

• Flexibility and

Storage


at a crossroads

The role of

renewables energy

in Europe

Power market,

technologies and

acceptance

Dynamic process

simulation as an

engineering tool



International Journal for Electricity and Heat Generat



Fachzeitschrift: 1990 bis 2019

· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.

© VGB PowerTech Service GmbH

Essen | Deutschland | 2019

© Sergey Nivens - Fotolia

VGB PowerTech

Contact: Gregor Scharpey

Tel: +49 201 8128-200

mark@vgb.org | www.vgb.org

The international journal for electricity and heat generation and storage.

Facts, competence and data = VGB POWERTECH

www.vgb.org/shop

VGB-PowerTech-DVD

More than 25,000 digitalised pages with data and expertise

Volumes 1990 to 2019 , incl. search function for all documents.

Volumes 1976 to 2000 | English edition available now!

Technical Journal: 1976 to 2000

Fachzeitschrift: 1990 bis 2019

English Edition

· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 ·

Fachzeitschrift: 2019

· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.


Essen | Deutschland | 2018

All rights reserved.


Essen | Germany | 2019

· CD 2019 · · CD 2019 ·

Diese CD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.


Essen | Deutschland | 2018

VGB-PowerTech-CD-2019

Volume 2019 of the international renowed technical journal

VGB POWERTECH digital on CD.

Place your order in our shop: www.vgb.org/shop

Members´ News VGB PowerTech 3 l 2019

Members´

News

EDF achieves a major

milestone in the industrial

implementation of Ecocombust

(edf) At the end of a meeting held on 24

January, EDF and the Ministry for the Ecological

and Inclusive Transition approved a

programme of work leading up to a decision

on the Ecocombust project.

Between now and autumn 2019, this programme

of work should help validate the

technical trials, environmental impact

studies and economic model for the project.

By then, subject to satisfactory conclusions

from a technical, economic and environmental

perspective, and once discussions

have been held with the Government

and local communities, EDF will embark

on the industrialisation stage, aiming to

start producing the fuel in 2022.

The Ecocombust project fits in with the

July 2017 Climate Plan, the National

Low-Carbon Strategy (Stratégie Nationale

Bas Carbone, SNBC) and the November

2018 Multi-Year Energy Programme (Programmation

Pluriannuelle de l’Energie,

PPE), which foresee an end to the production

of electricity using coal by 2022 and

the development of biomass resources.

Ecocombust is the result of work started in

2015 by EDF teams to study the development

of a new kind of biomass-based fuel,

originally designed to power its coal-fired

plants.

The Ecocombust project involves producing

an innovative, ecological fuel to be

used to run facilities that produce heat or

electricity currently powered by coal. The

fuel will be produced on-site and will lead

to the creation of a new sector to recycle

wood waste that cannot currently be used

and is usually buried or sent to landfill.

Within the context of securing the electricity

supply for the North-West of France,

and Brittany in particular, and if the RTE

studies commissioned by the Government

confirm there is a need for it, if applicable

until 2026, some or all of the biomass produced

could be used to power up to 80% of

current units to respond to the need to secure

Western France’s electricity grid during

peak hours when consumption is at its

highest. In this scenario, given the high

level of substitution of coal and the limited

annual number of operating hours, annual

CO 2 emissions would be approximately 25

times lower than they are at the moment.

Jean-Bernard Lévy, EDF’s CEO and Chairman,

announced: “EDF is delighted with

this progress. Our teams remain fully mobilised

to respond to the Government’s demands

to validate Ecocombust, an innovative

and ecological new kind of fuel. Approval

of the Ecocombust programme of

work means that EDF can pursue its mission,

and fits in perfectly with the framework

laid down for the multi-year energy

programme.”

LLwww.edf.com

EEW Energy from Waste

übernimmt das Aus- und

Fortbildungszentrum in Eigenregie

(eew) „Wir wollen nicht nur den Bestand

sichern, sondern wir wollen das Angebot

weiter ausbauen“, blickt Andreas Echternach,

Leiter des Personalmanagements der

EEW Energy from Waste GmbH (EEW), positiv

in die Zukunft des Aus- und Fortbildungszentrums

in Helmstedt. EEW führt

dies seit Beginn des Jahres in Eigenregie

und setzt so eine fast 100-jährige Tradition

fort. Denn im Jahr 1921 begannen die damaligen

Braunschweigischen Kohlen-Bergwerke

(BKB) mit der Ausbildung von Arbeitskräften

und errichteten im Jahr 1936

die erste Lehrwerkstatt.

„Wir freuen uns sehr, dass es mit dem Ausund

Fortbildungszentrum weiter geht“, ergänzt

Charlotte Nullmeier, Verwaltungsleiterin

der Helmstedter Revier GmbH (HSR)

bei der Gesamtübergabe der Ausbildungsstätte

an die EEW in der Schöninger Straße.

Immerhin hätten seit den Anfängen

rund 3.300 gewerbliche Auszubildende

und nach der Einführung der kaufmännischen

Ausbildung im Jahr 1943 rund 200

kaufmännische Auszubildende ihre Abschlussprüfung

erfolgreich absolviert.

„Als das Kraftwerk Buschhaus 2016 in die

Sicherheitsbereitschaft ging, stellte sich für

uns die Frage, wie es mit der Aus- und Fortbildung

weiter geht“, so Charlotte Nullmeier.

Eine eigene Fortführung sei nicht möglich

gewesen. Und so hätten erste Gespräche

mit EEW stattgefunden.

Zum 1. Januar 2017 hat EEW dann das Ausund

Fortbildungszentrum in Kooperation

mit der HSR geführt. Zwei Jahre später übernimmt

Deutschlands führendes Unternehmen

in der thermischen Abfallverwertung

das Zentrum nun komplett in Eigenregie.

„Wir sind froh, es in gute Hände gegeben

zu haben“, sagt Susanne Schmidt, Vorgängerin

von Charlotte Nullmeier als HSR-Verwaltungsleiterin.

Schließlich sei dies wichtig

für die Zukunft der Region, aber auch

für die Ausbilder, die nun weiter beschäftigt

würden.

Denn mit der Übernahme des Aus- und

Fortbildungszentrums wurden auch zwei

erfahrene Ausbilder von der HSR übernommen.

Gemeinsam mit zwei weiteren

Ausbildern, die EEW zwischenzeitlich eingestellt

hat, vermitteln Sie den angehenden

Facharbeitern ihr Fachwissen. Drei

von ihnen sind auch als Prüfer bei der Industrie-

und Handelskammer aktiv.

Die Entscheidung für die Fortführung des

Aus- und Fortbildungszentrums ist für

Andreas Echternach nicht nur eine Entscheidung

für die Region und eine Investition

in den Wirtschaftsstandort Helmstedt,

sondern „gibt unseren Kooperationspartnern

auch Planungssicherheit“.

„Wir unterstützen seit Jahren Unternehmen

aus der Region im Rahmen ihrer betrieblichen

Ausbildung“, ergänzt Petra

Mersmann-Dunkel, Leiterin des Aus- und

Fortbildungszentrums. Das Spektrum reiche

hier von Fachlehrgängen für die Ausbildungsberufe

Elektroniker für Automatisierungstechnik,

Mechatroniker und Feinwerkmechaniker

bis hin zu Themen wie

beispielsweise Pneumatik, Feldbustechnik,

Schweißen, CNC oder intensive Prüfungsvorbereitungen.

„Oftmals haben kleinere Betriebe ja den

Wunsch auszubilden, doch ihnen fehlten

die nötigen Maschinen in den eigenen Räumen.

Hier können wir mit unserem Lehrgangsangebot

helfen“, wirbt Andreas Echternach.

Neben den Standardschulungen

habe EEW aber auch die Möglichkeit, individuelle

Fortbildungspakete zu schnüren.

„Eines davon ist die Fort- und Weiterbildung

von Facharbeitern“, erklärt Petra

Mersmann-Dunkel, „das wir für einen unserer

Kooperationspartner gerade umsetzen.“

In Zukunft solle dieser Bereich weiter

ausgebaut werden. Schwerpunkt im Ausund

Fortbildungszentrum werde jedoch

die Ausbildung von Facharbeitern bleiben.

„Dabei wäre es sogar möglich“, so die Leiterin

des Aus- und Fortbildungszentrums,

„für unsere Partner die komplette Berufsausbildung

im Elektronik- und Mechanik-Bereich

zu übernehmen.“

EEW Energy from Waste ist Deutschlands

führendes Unternehmen in der Erzeugung

umweltschonender Energie aus der thermischen

Abfallverwertung. EEW entwickelt,

errichtet und betreibt thermische

Abfallverwertungsanlagen. In den derzeit

18 Anlagen der Unternehmensgruppe in

Deutschland und im benachbarten Ausland

können jährlich rund 4,7 Millionen

Tonnen Abfall energetisch verwertet werden.

Durch die Nutzung der im Abfall enthaltenen

Energie erzeugt EEW Prozessdampf

für Industriebetriebe, Fernwärme

für Wohngebiete sowie umweltschonenden

Strom für umgerechnet rund 700.000

Haushalte. Mit einem durchschnittlichen

Anteil biogener Stoffe im Abfall von 50

Prozent erzeugt EEW gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz

(EEG) Energie aus erneuerbaren

Quellen. Gleichzeitig wird

durch die energetische Verwertung der in

den EEW-Anlagen eingesetzten Brennstoffe

die CO 2 -Bilanz entlastet. EEW beschäftigt

an allen Standorten sowie in seiner

Unternehmenszentrale in Helmstedt insgesamt

rund 1.150 Mitarbeiterinnen und

Mitarbeiter.

LLwww.eew-energyfromwaste.com

8


MembersŃews

EnBW: Spezialschiffe

„Innovation“ und „Sea Installer“

setzen Fundamente für die

Offshore-Windparks EnBW

Hohe See und Albatros

(enbw) Der Bau der Offshore-Windparks

EnBW Hohe See und Albatros geht mit

zwei neuen Spezialschiffen weiter. Die „Innovation“

hat gestern Eemshaven in Holland

mit drei Fundamentteilen (Monopiles),

circa 72 Meter lange Stahlröhren, verlassen.

Nach einer zehnstündigen Fahrt ist

die Innovation im Baufeld von EnBW Hohe

See eingetroffen und installiert die Monopiles

jetzt im Meeresboden.

Demnächst nimmt außerdem das Schiff

„Sea Installer“seine Arbeit auf. Es wird die

Verbindungsstücke (Transition Pieces) für

den späteren Turm der Windkraftanlagen

aus Rotterdam ins Baufeld transportieren

und dort auf die Monopiles setzen. Im April

sollen die ersten Windkraftanlagen errichtet

werden. Mit der Lieferung und Installation

der 87 Windkraftanlagen des Typs

SWT-7.0-154 inklusive der Fundamente ist

Siemens Gamesa beauftragt. Im letzten

Jahr hatte das Schiff „Pacific Osprey“ bereits

63 der insgesamt 87 Fundamente gesetzt.

Beide Windparks mit zusammen 609 Megawatt

sollen wie geplant bis Ende 2019 in

Betrieb gehen. Sie können im Jahr rechnerisch

genug Strom für alle Privathaushalte

von München produzieren. Mehr als 500

Mitarbeiter arbeiten zu Hochzeiten auf dieser

Großbaustelle mitten im Meer. 40

Schiffe sind am Bau beteiligt. Koordiniert

wird das Großprojekt von der Offshore-Niederlassung

der EnBW in Hamburg.

Das kanadische Energieinfrastruktur-Unternehmen

Enbridge Inc. hat 49,9 Prozent

an beiden Windparks übernommen. Die

EnBW behält jeweils die restlichen 50,1

Prozent.

LLwww.enbw.com

EnBW: Windenergieprojekt

auf dem Silberberg geht

in die nächste Phase

Sachgüter berücksichtigt. So wurde im

Vorfeld unter anderem das Aufkommen

„windkraftempfindlicher“ Vogel- und Fledermausarten

untersucht. Auch die Träger

öffentlicher Belange – wie beispielsweise

die Kommunen, Umweltverbände oder

Flugsicherung – werden mit eingebunden.

Bevor das Projekt jedoch umgesetzt werden

kann, muss die EnBW mit ihren beiden

Anlagen noch in ein Ausschreibungsverfahren,

bei dem die Vergütungshöhe für

den produzierten Strom ermittelt wird. Die

EnBW wird sich voraussichtlich an der

nächsten Ausschreibungsrunde am 1. Mai

beteiligen. Bei diesem ergebnisoffenen

Verfahren ist es durchaus möglich, keinen

Zuschlag zu erhalten. In diesem Fall könnten

die Anlagen aller Voraussicht nach

nicht gebaut werden. Bei einem Zuschlag

hingegen würden im Herbst die Arbeiten

vor Ort mit den ersten Rodungsarbeiten

starten. Eine Inbetriebnahme der Anlagen

wäre dann bis Ende 2020 realistisch.

Vorgesehen sind Anlagen des Herstellers

Siemens mit einer Nabenhöhe von 135 Metern

und einem Rotordurchmesser von 130

Metern. Pro Anlage können rund 2.500

Haushalte mit erneuerbarem Strom versorgt

werden. Außerdem spart jede Anlage

pro Jahr rund 6.000 Tonnen CO 2 ein.

LLwww.enbw.com/silberberg

EnBW: Windenergieprojekt

in Hüttersdorf geht in

die nächste Phase

(enbw) Zwei Windenergieanlagen will die

EnBW Windkraftprojekte GmbH künftig in

Schmelz-Hüttersdorf betreiben. Jetzt hat

das Unternehmen in Kooperation mit dem

rheinland-pfälzischen Spezialisten für erneuerbare

Energien GAIA erfolgreich das

Antragsverfahren abgeschlossen: Das Landesamt

für Umwelt- und Arbeitsschutz

(LUA) hat das Projekt dieser Tage bewilligt.

„Auf das Ergebnis mussten wir zwar über

drei Jahre warten, aber wie so oft wird gut,

was lange währt“, freut sich EnBW-Projektleiter

Christian Sträßer. Ursprünglich wurden

die Standorte für die beiden Windenergieanlage

bereits im Jahr 2016 im Rahmen

des interkommunalen Vorhabens der

Gemeinden Beckingen, Nalbach und

Schmelz zum Windprojekt Primsbogen beantragt.

Nachdem die Gemeinden Beckingen

und Nalbach sich unerwartet vom Projekt

zurückgezogen hatten, musste ein

neuer Genehmigungsantrag für die beiden

Standorte in der Gemeinde Schmelz gestellt

werden.

Im Rahmen des nun abgeschlossenen Genehmigungsverfahrens

hatte die Behörde

– wie im Bundes-Immissionsschutzgesetz

festgelegt – überprüft, ob in dem betreffenden

Gebiet Umwelt und Windenergie miteinander

vereinbar sind. „In einem solchen

Verfahren werden die Auswirkungen einer

Anlage auf Mensch, Umwelt und Sachgüter

berücksichtigt. So wurde im Vorfeld unter

anderem das Aufkommen „windkraftempfindlicher“

Vogel- und Fledermausarten

untersucht sowie Schall- und Schattengutachten

erstellt“, erklärt Dominik Eichert,

Projektleiter von GAIA. Auch die Träger

öffentlicher Belange – wie beispielsweise

die Kommunen, Umweltverbände oder bedarfsweise

auch die Flugsicherung – sind

dabei mit eingebunden.

„Mit der jetzt erteilten Genehmigung haben

wir aber erst ein Etappenziel erreicht“,

erklärt Sträßer. Denn bevor das Projekt

umgesetzt werden kann, muss die EnBW

mit ihren beiden Anlagen noch in ein Ausschreibungsverfahren,

bei dem die Vergütungshöhe

für den produzierten Strom ermittelt

wird. Die EnBW wird sich voraussichtlich

an der Ausschreibungsrunde am

1. Mai beteiligen. Da aktuell das Wettbewerbsniveau

für Onshore-Windenergieanlagen

aufgrund fehlender Neugenehmigungen

niedrig und unterzeichnet ist,

rechnet Sträßer mit einem Zuschlag und

sogar einer relativ hohen Vergütung. In

diesem Fall würden im Herbst die Arbeiten

vor Ort mit den ersten Rodungsarbeiten

starten. Eine Inbetriebnahme der Anlagen

wäre dann bis Ende 2020 realistisch.

Ob es bei zwei Windenergieanlagen im Planungsgebiet

des ursprünglichen Windparkprojekts

„Primsbogen“ bleibt, ist noch

offen. „Es laufen derzeit Gespräche und

(enbw) Zwei Windenergieanlagen will die

EnBW Windkraftprojekte GmbH künftig

auf dem Silberberg in Ober-Ramstadt betreiben.

Das Unternehmen ist seinem Ziel

einen Schritt näher gekommen. Nach der

Genehmigung der ersten Anlage im Dezember

hat das Regierungspräsidium

Darmstadt jetzt auch das zweite Windrad

bewilligt.

In den vergangenen Monaten hatte die Behörde

– wie im Bundes-Immissionsschutzgesetz

festgelegt – überprüft, ob auf dem

Silberberg Umwelt und Windenergie miteinander

vereinbar sind. In einem solchen

Verfahren werden die Auswirkungen einer

Anlage auf Mensch, Umwelt und sonstige

Getriebeservice

» Instandsetzung aller Typen und Fabrikate

» Vor-Ort-Inspektionen und Diagnose

» Sonderkonstruktionen

D - 46395 Bocholt · Tel.: +49 (0) 2871 / 70 33 · www.brauer-getriebe.de

9

MembersŃews VGB PowerTech 3 l 2019

VGB-FACHTAGUNG

VGB CONFERENCE

GASTURBINEN UND GASTURBINEN BETRIEB 2019

MIT FACHAUSSTELLUNG

GAS TURBINES AND OPERATION OF GAS TURBINES 2019

WITH TECHNICAL EXHIBITION

5. UND 6. JUNI 2019 IN MAINZ

VERANSTALTUNGSORT

Kurfürstliches Schloss

L www.mainz-congress.com

5 AND 6 JUNE 2019 IN MAINZ/GERMANY

VENUE

Kurfürstliches Schloss

L www.mainz-congress.com

TAGUNGSPROGRAMM

CONFERENCE PROGRAMME

VORLÄUFIGE FASSUNG/PRELIMINARY VERSION

(Änderungen vorbehalten/Subject to change)

Konferenzsprachen: Deutsch und Englisch –

Simultanübersetzung vorgesehen

Conference languages: German and English –

Simultaneous translation shall be provided

MITTWOCH, 5. JUNI 2019

WEDNESDAY, 5 JUNE 2019

Tagungsleitung/Conference direction:

Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark, VGB PowerTech e.V.,

Essen and Prof. Dr.-Ing. Uwe Gampe,

Technische Universtität Dresden, Dresden

08:30 VGB und Aussteller laden zu einem Stehempfang ein

VGB and exhibitor invite you to a standing reception

10:00 Eröffnung der Fachtagung

durch Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark

Opening of the conference

by Dr.-Ing. E.h. Manfred Freimark

10:15

V01

10:40

V02

Perspektiven der GT-Kraftwerke im europäischen

Strommarkt im Kontext mit der Energiewende

Perspectives of GT power plants in the European

electricity market in the context of the “Energiewende”

Dr.-Ing. Michael Ladwig, EUTurbines, Brüssel/Belgien

Bedeutung rotierender Synchron-Generatoren

für den zuverlässigen und sicheren Netzbetrieb

Significance of rotating synchronous generators

for reliable and safe grid operation

Dipl.-Ing. Matthias Baca, Dr. Ana Joswig and

Dr. Klaus Walli, Siemens AG, Mülheim an der Ruhr

11:05

V03

Flexibilität für die Energiewende

Flexibility for the energy transition

Dr.-Ing. habil. Rutger Kretschmer,

Dr. Christoph Schmidt and Lutz Rändler,

DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH, Dresden

11:30 Diskussion der Vorträge 1, 2 und 3

Discussion of lectures 1, 2 and 3

12:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung

Lunch break and visit of the exhibition

13:30

V04

13:55

V05

Flexible GuD-Kraftwerke erfordern flexible Mitarbeiter

Flexible CCGT plants require flexible employees

Dipl.-Ing. (FH) Horst-Günther Stürenburg and

Dipl.-Ing. Frank Kretschmer, Kraftwerksschule e.V., Essen

Should I be worried about torsional vibrations

in the energy transition?

Sollte ich mir Sorgen machen über

Torsionsschwingungen in der Energiewende?

Dr. ir. Frits Petit and ir. Sébastien Grégoire,

ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium

14:20 Diskussion der Vorträge 4 und 5

Discussion of lectures 4 and 5

14:50 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause

Visit of the exhibition including coffee break

15:20

V06

15:45

V07

Bedarf und Optionen für

gesicherte Erzeugungskapazitäten

Demand and supply options for secured

generation capacity

Björn Miekley, TransnetBW GmbH, Stuttgart

Superkritisch von der Wärme zum Strom

Supercritically from heat to power

Dr. Stefan Glos 1 , Dipl.-Ing. Michael Wechsung 1 ,

Prof. Dr.-Ing. Uwe Gampe 2 and

Dipl.-Ing. Sebastian Rath 2

1 Siemens AG, Mülheim an der Ruhr,

2 Technische Universität Dresden, Dresden

16:10 Diskussion der Vorträge 6 und 7

Discussion of lectures 6 and 7

16:40 Ende des 1. Vortragstages

Stay in contact with us!

‣ 10Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html


GASTURBINEN UND GASTURBINENBETRIEB 2019

GAS TURBINES AND OPERATION OF GAS TURBINES 2019

MembersŃews

18:30 Einlass auf dem Schiff MS „Godesburg“

Access to the Ship MS “Godesburg”

19:00 „Leinen Los“/“Cast off“

22:30 Ankunft/Ausklang bis 23:00 und

Ende der Abendveranstaltung

Arrival/Pleasant stay until 23:00

and end of the evening event

09:00

V08

09:25

V09

09:50

V10

DONNERSTAG, 6. JUNI 2019

THURSDAY, 6 JUNE 2019

Combined cycle power plant: PressureWavePlus:

Innovative Technologie zur effizienten Reinigung

von HRSG Kessel

Combined Cycle Power Plant: PressureWavePlus:

Innovative Technology for highest efficiency cleanings

of HRSG boiler

Dipl.-Ing. (FH) Markus Bürgin, Ing. TS Urs Steiner,

Bang&Clean Technologies AG,

Othmarsingen/Schweiz and Jerry Goud,

Bang&Clean Benelux BV, Rotterdam/Niederlande

Flexibler Kraftwerksbetrieb mit filmbildenden Aminen

– Erfahrungen im GuD Kraftwerk Knapsack 1

Flexible power plant operation with film forming amines –

Experience from CCPP Knapsack 1

Ronny Wagner, REICON Wärmetechnik und

Wasserchemie Leipzig GmbH

Austausch von Gasturbinen in

bestehenden Kraftwerken

Brownfield Gas Turbine Exchange in

Existing Power Plants

Dipl.-Ing. Marcus Gera,

Siemens AG, Mülheim an der Ruhr



10:45 Besuch der Ausstellung inklusive Kaffeepause

Visit of the exhibition including coffee break

11:15

V11

11:40

V12

Maintenance modernization with

GE’s Digital solutions: How Asset Performance

Management (APM) can optimize Operations

and Maintenance strategies

GE’s Digital Lösungen zur Modernisierung der Instandhaltung:

Wie Asset Performance Management (APM)

die Betriebs- und Instandhaltungsstrategien optimiert

Uwe Rode, GE Power AG, Mannheim

Digitalisierung in der Energie Industrie – Neue

Methoden zur Optimierung des Anlagenbetriebs auf

Basis von Datenanalysen und Herstellerwissen

Digitalization in the Energy Industry – New ways

to optimize plant operation based on data analytics

and OEM knowledge

Dr. Steffen Skreba, Thomas Hahner, Peter Schulz and

Randolph Kesseler, Siemens AG, Mülheim an der Ruhr

12:05

V13

Erkenntnisse aus dynamischen Sensormessdaten von

Gasturbinen: Eine BigData Analyse

Turning dynamic sensor measurements from gas

turbines into insights: a Big Data approach

Roman Karlstetter 1 , Dr. Robert Widhopf-Fenk 1 ,

Dr. Jakob Hermann 1 , Driek Rouvenhorst 1 ,

Prof. Dr. Martin Schulz 2 , Amir Raoofy 2 and

Dr. Carsten Trinitis 2

1 IfTA GmbH, Gröbenzell

2 Lehrstuhl für Rechnerarchitektur und Parallele Systeme,

TUM, Garching



13:00 Mittagspause und Besuch der Ausstellung

Lunch break and visit of the exhibition

14:15

V14

14:40

V15

15:05

V16

Entwicklung und Design der Low-NOx Micro-Mix

Wasserstoff-Brennkammer zur Anwendung

bei Industriegasturbinen

Enhancement of Fuel Flexibility of

Industrial Gas Turbines by Development of

Innovative Hydrogen Combustion Systems

Dr.-Ing. Nurettin Tekin and Dipl.-Ing. Shahrad Adjili,

Kawasaki Gas Turbine Europe, Bad Homburg

“Future-Proofing" Today's industrial gas turbines:

Combustion system fuel flexibility improvements for

hydrogen consumption in a renewable dominated

marketplace

"Future-Proofing" Die heutigen Industriegasturbinen:

Verbrennungssystem Kraftstoffflexibilitätsverbesserungen

für den Wasserstoffverbrauch in einem von erneuerbaren

Energien dominierten Marktplatz

Dr. Peter Stuttaford,

Ansaldo Thomassen B.V., The Netherlands,

Hany Rizkalla, Fred Hernandez and Timothy Bullard,

PSM – Ansaldo Energia Group, Florida/USA

Siemens HL-Klasse: Der Beitrag der neuesten

Gasturbinengeneration zur Energiewende

Siemens HL-class: The contribution of the

advanced gas turbines to the energy transition

Kolja Schwarz, Siemens AG, Berlin



16:00 Ende der Fachtagung

End of the conference

ONLINEANMELDUNG

https://www.vgb.org/COR-event_page-24170.html

ONLINE REGISTRATION

https://www.vgb.org/en/COR-event_page-24170.html

Kontakt Fachtagung: Diana Ringhoff | Tel. +49 201 8128-232 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-gasturb@vgb.org

Kontakt Fachausstellung: Angela Langen | Tel. +49 201 8128-310 | Fax: +49 201 8128-329 | E-Mail: angela.langen@vgb.org

VGB PowerTech e.V. & VGB PowerTech Service GmbH | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org

11


Verhandlungen zur Erweiterung des Windparks“,

so Christian Sträßer. Zum Bau vorgesehen

sind Anlagen des Herstellers Nordex

mit einer Nabenhöhe von 164 Metern

und einen Rotordurchmesser von 131 Metern.

Die Anlagen haben jeweils eine Leistung

von 3,3 Megawatt. Vor Baubeginn

wird die Bevölkerung ausführlich über das

Projekt und den weiteren Ablauf informiert.

LLwww.enbw.com/huettersdorf

EnBW verstärkt Engagement

im Bereich Solarenergie

• Solarenergie als weiteres wichtiges

Standbein beim Ausbau der Erneuerbaren

Energien

• EnBW plant in Brandenburg aktuell

größtes Solarprojekt in Deutschland/Finale

Investitionsentscheidung noch in

diesem Jahr

• Solarprojekt Weesow-Willmersdorf hat

175 Megawatt Leistung und soll als erster

Solarpark Deutschlands ohne

EEG-Förderung umgesetzt werden

(enbw) Die EnBW Energie Baden-Württemberg

AG baut die Solarenergie zu einer

weiteren wichtigen Säule ihres Erneuerbaren-Portfolios

aus. Neben der Windkraft an

Land und auf See sollen künftig auch Solarparks

einen größeren Beitrag dazu leisten,

den 2012 begonnenen Ausbau der Erneuerbaren

bei der EnBW voranzutreiben.

„Die Solartechnologie hat in den vergangenen

Jahren eine bemerkenswerte Entwicklung

durchlaufen“, erklärt Dirk Güsewell,

Leiter Erzeugung Portfolioentwicklung bei

der EnBW. „Durch den technischen Fortschritt

sind die Errichtungskosten für Solarparks

drastisch gesunken – in Deutschland

in den vergangenen zehn Jahren um

bis zu 90 Prozent. Solarenergie befindet

sich deshalb heute – das zeigen auch die

letzten Auktionsergebnisse – kostenseitig

mindestens auf Augenhöhe mit anderen

Technologien. Wir gehen davon aus, dass

zumindest erste große Solarprojekte in absehbarer

Zeit ohne EEG-Förderung auskommen

werden. Solarenergie hat damit

eine realistische Chance, diese Marktreife

zu erreichen“.

Vor diesem Hintergrund hat die EnBW in

den vergangenen Monaten ihre Aktivitäten

im Solarbereich deutlich erweitert und

zwischenzeitlich eine Projektentwicklungspipeline

von rund 800 Megawatt aufgebaut.

Ein erstes Großprojekt in Werneuchen

(Brandenburg) nimmt derzeit bereits konkrete

Formen an. Mit dem Solarpark Weesow-Willmersdorf

plant die EnBW auf einer

Fläche von 164 Hektar den mit 175

Megawatt aktuell größten Solarpark

Deutschlands. Mit einer Jahreserzeugung

von rund 175 Gigawattstunden könnten

rechnerisch rund 50.000 Haushalte mit

Strom aus Sonnenenergie versorgt und

125.000 Tonnen CO 2 eingespart werden.

Die EnBW hat das von Procon Solar GmbH

seit 2009 vorentwickelte Projekt im letzten

Jahr übernommen.

Für das Projekt sind bereits die Flächen gesichert

und die baurechtlichen Voraussetzungen

wurden über den Bebauungsplan

geschaffen. Derzeit wird an der Feinplanung

gearbeitet. Sobald der technische Realisierungsplan

vorliegt und die Investitionsentscheidung

getroffen wurde, könnte

mit den ersten Vorbereitungen zum Bau

noch zum Jahresende begonnen werden.

„Im Rahmen unserer Strategie EnBW 2020

haben wir mit den Erneuerbaren Energien

ein neues Geschäftsfeld und wichtiges

Standbein erfolgreich aufgebaut. Und hier

wollen wir weiter wachsen“, erklärt

EnBW-Technikvorstand Dr. Hans-Josef

Zimmer. „Mit der Realisierung des Solarparks

Weesow-Willmersdorf rücken wir

nicht nur in die erste Liga im deutschen PV-

Markt auf, sondern setzen – nach dem

„Null-Cent-Gebot“ für unseren Offshore-Windpark

He Dreiht in 2017 – erneut ein

wichtiges Zeichen in Richtung der Marktfähigkeit

erneuerbarer Technologien. Mit

dem Solarpark Weesow-Wilmersdorf wollen

wir den Beweis antreten, dass unser

Solarpark als erster in Deutschland ohne

Förderung wirtschaftlich betrieben werden

kann“.

LLwww.enbw.com

Audi und E.ON bauen Europas

größte PV-Dachanlage

• Gemeinschaftsprojekt in Ungarn

• 35.000 Solarmodule auf Logistikzentren

in Győr

(eon) Auf den Dächern der beiden Logistikzentren

des ungarischen Standorts in

Győr errichtet Audi gemeinsam mit E.ON

einen Solarpark auf rund 160.000 Quadratmetern.

Damit entsteht die größte europäische

Photovoltaik-Anlage, die auf einem

Gebäude installiert ist, auf dem Werksgelände

von Audi Hungaria. Sie verfügt über

eine Spitzenleistung von 12 Megawatt. Die

Bauarbeiten starten im August 2019, ab

Anfang nächsten Jahres beginnt damit die

Erzeugung erneuerbarer Energie.

Im Gemeinschaftsprojekt mit E.ON Hungaria

stellt Audi die Dachfläche der beiden

Logistikzentren mit jeweils rund 80.000

Quadratmeter zum Bau des Sonnenenergieparks

zur Verfügung. E.ON wird die insgesamt

35.000 Solar module installieren

und die Anlage betreiben. Ab 2020 soll der

Solarpark jährlich über 9,5 Gigawattstunden

(GWh) erneuerbare Energie liefern.

Damit lassen sich rechnerisch jährlich bis

zu 5.000 Haushalte mit Strom versorgen

und die CO 2 -Emissionen um rund 6.000

Tonnen reduzieren.

„Wir setzen uns für den sparsamen Umgang

mit Ressourcen ein und wollen deshalb

die Umweltauswirkungen unserer

Produktion möglichst geringhalten. Die

Wärmeversorgung von Audi Hungaria

wird bereits heute zu rund 70 Prozent aus

klimaneutraler, geothermischer Energie

gedeckt. Ziel ist, unseren Standort zukünftig

vollständig CO 2 -neutral zu betreiben.

Mit dem Bau des Solarzellenparks machen

wir nun auch bei der Stromversorgung einen

weiteren Schritt, um dies zu erreichen“,

sagt Achim Heinfling, Vorsitzender

des Vorstands von Audi Hungaria.

„Unser Unternehmen setzt sich für Lösungen

ein, die eine nachhaltige Zukunft ermöglichen.

Die breite Nutzung von Solarenergie

ist dabei ein wesentlicher Eckpfeiler.

Wir freuen uns, dass wir das über fast

25 Jahren aufgebaute Vertrauen zwischen

beiden Unternehmen in dieser neuen Partnerschaft

mit Audi Hungaria fortführen

können“, so Zsolt Jamniczky, Vorstandsmitglied

von E.ON Hungaria.

„Wir arbeiten konsequent an mehr Nachhaltigkeit

entlang der gesamten Wertschöpfungskette“,

sagt Peter Kössler, Vorstand

Produktion und Logistik der Audi

AG. „Bis 2030 wollen wir alle unsere Produktionsstandorte

CO 2 -neutral betreiben.

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist dafür

ein wichtiger Stellhebel.“

Dazu E.ON-Vorstandsmitglied Karsten

Wildberger: „Intelligentes Energiemanagement

ist unverzichtbar für Unternehmen,

die ihre Nachhaltigkeitsziele erreichen

wollen. Wir unterstützen Kunden

wie Audi dabei, Klimaschutz und Wirtschaftlichkeit

zu verbinden – und schaffen

so Wert für ihre Kunden und unsere Gesellschaft.“

LLwww.eon.com

E.ON bietet mit ENGIE und

EDPR für Offshore-Windprojekt

Dünkirchen in Frankreich

(eon) E.ON will sich auf dem französischen

Markt für erneuerbare Energie engagieren

und ist dem Konsortium „Dunkerque Eoliennes

en Mer” beigetreten. Im Verbund mit

den Energieunternehmen ENGIE aus

Frankreich und EDPR aus Portugal nimmt

E.ON an der Auktion des Offshore-Windparks

Dünkirchen teil.

Das 600-Megawatt-Projekt soll bis zum

Jahr 2025 im Ärmelkanal fertiggestellt sein

und dann mehr als 600.000 Haushalte mit

erneuerbarer Energie versorgen. Bereits

seit zwei Jahren arbeitet E.ON als technischer

Partner an der Entwicklung des Projekts.

Der französische Staat hat den Eintritt

von E.ON in das Konsortium jetzt auch

formal bestätigt.

LLwww.eon.com

12


MembersŃews

RWE: Verwaltungsgericht Köln:

Genehmigung des Tagebaus

Hambach ist rechtens

(rwe) RWE begrüßt das Urteil des Verwaltungsgerichts

Köln vom 12. März 2019. Es

hat die Klage des BUND abgewiesen. Der

Hambacher Forst war und ist kein potenzielles

Schutzgebiet nach der europäischen

Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie (FFH). Damit

hat das Gericht seine Entscheidungen

zum 3. Rahmenbetriebsplan und seine Eilentscheidung

zum Hauptbetriebsplan

vom Juli 2018 nach erneuter Rechtsprüfung

bestätigt. Demnach hat die Bezirksregierung

Arnsberg den Hauptbetriebsplan

2018-2020 für den Tagebau Hambach

rechtmäßig zugelassen, einschließlich der

Rodung des Hambacher Forsts.

Das Urteil bekräftigt die Rechtsauffassung

des beklagten Landes Nordrhein-Westfalen

und der RWE Power AG.

Das Oberverwaltungsgericht Münster hatte

am 5. Oktober 2018 in einem Eilverfahren

entschieden, den verbliebenen Hambacher

Forst bis zur endgültigen gerichtlichen

Entscheidung zu erhalten. Damit

hatte es den von der Genehmigungsbehörde,

der Bezirksregierung Arnsberg, angeordneten

Sofortvollzug des Hauptbetriebsplans

in Bezug auf die Rodung ausgesetzt.

Die Begründung: Über den naturschutzrechtlichen

Status des Hambacher Forsts

solle im Hauptsacheverfahren entschieden

werden. Das ist nun in erster Instanz geschehen.

An dem vorläufigen Rodungsstopp für den

Hambacher Forst ändert sich durch das

heutige Urteil des Verwaltungsgerichts

Köln vorerst nichts. Um die nach wie vor

schwierige Situation in dem Waldstück zu

deeskalieren, hat RWE Power vor einigen

Wochen einen Rodungsverzicht bis Herbst

2020 erklärt.

Im Verhandlungstermin hat das Verwaltungsgericht

auch die Klagen des BUND

gegen den sogenannten Grundabtretungsbeschluss

und die dazugehörige Besitzeinweisung

zugunsten der RWE Power abgewiesen.

Dabei ging es um eine rund 500

Quadratmeter große Ackerfläche im Vorfeld

des Tagebaus Hambach, die

in einigen Jahren von den Schaufelradbaggern

erreicht wird. Damit

hat das Gericht bestätigt, dass

die entsprechende Verfügung der

Bezirksregierung Arnsberg als

Genehmigungsbehörde rechtmäßig

ist.

RWE Power hatte sich wie der

BUND zu Beginn der Verhandlung

gegen einen vom Gericht vorgeschlagenen

Vergleich entschieden.

Das Unternehmen hat den

Vorschlag intensiv geprüft, sah

darin jedoch keinen Weg, eine

nachhaltige und endgültige Klärung

der wichtigen Rechtsfragen

um den Hambacher Forst zu finden. Ein

ausschlaggebender Gesichtspunkt war,

dass der FFH-Status des Hambacher Forsts

auch für die zukünftigen Genehmigungsverfahren

so oder so geklärt werden muss,

um Planungs- und Rechtssicherheit zu erlangen.

LLwww.rwe.com

RWE nimmt wichtige

wettbewerbsrechtliche Hürden

• Europäische Kommission erteilt RWE

die kartellrechtliche Zustimmung zum

Erwerb des Erneuerbaren-Geschäfts von

E.ON und innogy

• Bundeskartellamt stimmt dem Erwerb

eines Minderheitsanteils an E.ON durch

RWE zu

Ohne Auflagen hat die Europäische Kommission

den Erwerb des Erneuerbaren-Geschäfts

von E.ON und innogy durch RWE

freigegeben. Das Unternehmen hatte dies

Mitte Januar bei der Kommission zur Prüfung

angemeldet. Ebenfalls stimmte das

Bundeskartellamt dem Anteilserwerb von

RWE an E.ON in Höhe von 16,7 % zu. Zuvor

hatten sich die Europäische Kommission

und das Bundeskartellamt in ausführlichen

Vorprüfungen ein genaues Bild von

den wettbewerblichen Auswirkungen der

Transaktion mit E.ON gemacht.

„Das ist eine sehr gute Nachricht. Mit diesen

Entscheidungen ist ein weiterer Meilenstein

erreicht, um RWE zu einem global

führenden Unternehmen im Geschäft mit

Erneuerbaren Energien zu machen“, erklärte

Dr. Markus Krebber, Finanzvorstand

der RWE AG.

RWE übernimmt im Rahmen der weitreichenden

Transaktion mit E.ON die Erneuerbaren-Geschäfte

von E.ON und innogy.

Hinzu kommen E.ONs Minderheitsanteile

an den von RWE betriebenen Kernkraftwerken

Emsland und Gundremmingen,

das Gasspeichergeschäft von innogy und

deren Anteil am österreichischen Energieversorger

Kelag. Weiterhin wird RWE 16,7

% an E.ON erwerben. Diesen Teil der

Transaktion hat RWE gestern bei der britischen

Wettbewerbsbehörde angemeldet.

Jede ist zu ersetzen!

Redesign

PE01

S4

S2

Stellungsgeber

Zudem wird RWE den Erwerb der US-Assets

zeitnah den Wettbewerbsbehörden in

den USA vorlegen.

Nach Vollzug der Transaktion, die möglichst

in der zweiten Jahreshälfte 2019 abgeschlossen

werden soll, wird RWE auf einen

Schlag zum drittgrößten europäischen

Produzenten von Strom aus Erneuerbaren

Energien und weltweit zur Nummer zwei

im Bereich Offshore-Wind. 60 % des Erzeugungsportfolios

des RWE-Konzerns werden

dann Strom mit nur geringen oder gar

keinen CO 2 -Emissionen liefern. Ziel ist es,

das Geschäft mit Erneuerbaren Energien

weiter global auszubauen und dafür jährlich

bis zu 1,5 Milliarden Euro netto zu investieren.

• www.rwe.com

Kraftwerk Biblis: Erfolgreiche

Netzstützung mit dem

Phasenschieber beendet

(rwe) Im abgeschalteten Block A des Kraftwerks

Biblis wurde zum Ende des Jahres

2018 die im nicht-nuklearen Teil der Anlage

betriebene Netzdienstleistung „Phasenschieberbetrieb“

vertragsgemäß beendet.

Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion

und RWE Power hatten nach der Abschaltung

des Kraftwerks Biblis auf Wunsch der

Bundesnetzagentur vereinbart, den Generator

von Block A für diese, insbesondere in

Süddeutschland damals dringend notwendige,

Netzdienstleistung umzurüsten und

bis Ende 2018 zu betreiben. Gemeinsam

mit der Herstellerfirma Siemens wurde der

Generator so umgebaut, dass er ab Februar

2012 im Leerlaufbetrieb sogenannte Blindleistung

regeln konnte, die für die Spannungshaltung

im Netz dringend benötigt

wurde. In den vergangenen knapp sieben

Jahren hat der Standort Biblis damit zuverlässig

einen wichtigen Beitrag zur Stabilisierung

des Stromnetzes im Süden

Deutschlands geleistet.

Nach Information von Amprion wurden inzwischen

mehrere moderne Anlagen in der

Region zur Netzstabilisierung errichtet. Sie

stellen die für die Stromtransporte im

Übertragungsnetz benötigte Blindleistung

plug and play

100% kompatibel

Baugruppen ab Lager:

KE3 Leistungselektronik

6DT1013 bis 6DT1031 Stepper

Luvo-Sonden und Controller

... und viele Andere, fragen Sie an!

VEW-GmbH Edisonstr. 19 28357 Bremen

FON: 0421-271530 www.vew-gmbh.de

13


Bernhard Steinrücke, Generaldirektor des Indo-German Chamber of Commerce in Mumbai, Dr.

Ajay Mathur, Generaldirektor teri (The Energy and Resources Institute), NRW-Wirtschaftsminister

Prof. Andreas Pinkwart, Joachim Rumstadt, der Vorsitzende der Geschäftsführung der STEAG

GmbH, Dr. Ralf Schiele, Geschäftsführer der STEAG Energy Services (SES) und B.P. Rao,

Geschäftsführer der STEAG Energy Services India. Foto: STEAG

zur Verfügung und übernehmen die Aufgabe

des rotierenden Phasenschiebers im

Kraftwerk Biblis.

Mit der Ausnutzung der Genehmigung für

die Stilllegung und den Abbau im Juni

2017 befindet sich das Kraftwerk Biblis

seitdem im Abbau. Schwerpunktarbeiten

sind weiterhin die technische Stillsetzung

und der Abbau von Systemen in den Raumbereichen,

in denen neue Technik zur Bearbeitung

und Behandlung aufgebaut wird.

Mit der Beendigung des Phasenschieberbetriebs

können nun auch die Räumlichkeiten

im Maschinenhaus in Block A in die

Planungen des fortschreitenden Abbaus

aktiv mit einbezogen werden.

„Unser Generator hat mit diesem einzigartigen

Projekt in den vergangenen Jahren

gerade im Rhein-Main-Gebiet erfolgreich

zur Netz- und Systemsicherheit beigetragen

– das war eine wichtige Dienstleistung

für die Industrie und die Allgemeinheit“,

erklärt Kraftwerksleiter Horst Kemmeter.

„Jetzt gilt es den alleinigen Fokus auf den

sicheren Abbau des Kraftwerks Biblis zu

richten“, so Kemmeter abschließend.

Blindleistung:

Bei der Stromproduktion wie auch bei

beim Stromtransport und der Stromnutzung

entsteht aus physikalischen Gründen

eine als „Blindleistung“ bezeichnete Energie.

Diese ist auf der einen Seite notwendig,

damit sich zum Beispiel Elektromotoren

drehen, auf der anderen Seite steht sie

dem Stromtransport der eigentlichen

Wirkleistung über das Hochspannungsnetz

entgegen. Daher ist durch geeignete Maßnahmen

eine Kompensation im Stromnetz

erforderlich.

LLww.rwe.com

Steag: Strom aus dem Container

• STEAG stellt NRW-Wirtschaftsminister

Pinkwart in Neu Delhi ressourcenschonende

Stromerzeugung für den indischen

Markt vor

(steag) Mehr als 1,3 Milliarden Menschen

und ein starkes Wirtschaftswachstum führen

zu einer enormen Nachfrage bei Waren,

Dienstleistungen und Rohstoffen in

Indien. Die Entwicklung der Infrastruktur,

insbesondere der unbeschränkte Zugang

zu Elektrizität in ländlichen Regionen,

stellt nach wie vor eine große Herausforderung

dar. Darüber, welchen Beitrag ein Unternehmen

aus Nordrhein-Westfalen bei

dieser Aufgabe leistet, informierte sich

NRW-Wirtschaftsminister Prof. Andreas

Pinkwart am Montag, 4. Februar, auf Einladung

der STEAG in Neu Delhi.

Im Konferenzcenter India Habitat Centre

der indischen Hauptstadt begrüßte Joachim

Rumstadt, Vorsitzender der Geschäftsführung

der STEAG GmbH, den

NRW-Minister für Wirtschaft, Innovation,

Digitalisierung und Energie. Joachim

Rumstadt stellte dem Minister eine dezentrale

und ressourcenschonende Stromerzeugung

auf PV-Basis vor, die STEAG in

Indien anbietet. Begleitet wurde Andreas

Pinkwart von einer Wirtschaftsdelegation,

der weitere Unternehmensvertreter aus

Nordrhein-Westfalen angehören. „Wirtschaftswachstum

braucht Energie, flächendeckend

und zuverlässig“, sagte Joachim

Rumstadt zur Begrüßung.

Seit den 1990er-Jahren ist der Essener

Energieerzeuger mit seiner Tochter STEAG

Energy Services (SES) in Indien aktiv und

bietet sein Know-how in allen Bereichen

des Energiesektors an. Minister Pinkwart

zeigte sich beeindruckt und sagte: „Der

Photovoltaik-Container der Steag ist ein

gutes Beispiel dafür, welche innovativen

Produkte aus der Verbindung von Knowhow

und Kompetenz aus Nordrhein-Westfalen

und Indien entstehen können. Ich

wünsche mir, dass viele Entrepreneure in

Nordrhein-Westfalen die Chancen erkennen

und nutzen, die der Zukunftsmarkt

Indien eröffnet.”

„Ich wünsche mir, dass viele

Entrepreneure die Chancen erkennen.“

Die SES beschäftigt in Indien mittlerweile

rund 1.500 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

– mehr als in jedem anderen Land jenseits

der deutschen Grenze und baute über

Jahre ein belastbares Netzwerk und lokale

Kompetenz auf. STEAG verfügt in Indien

über gewachsene Marktkenntnis und entwickelt

dort eigene technische Lösungen.

Eine dieser Lösungen wurde Minister Pinkwart

in Form eines 6 Meter langen und

2,45 Meter breiten Überseecontainers anschaulich

und begehbar präsentiert: Eine

containerbasierte Hybrid-Photovoltaikanlage,

die um Batterien ergänzt zuverlässig

bis zu 24 Stunden am Tag Strom liefert –

mit und ohne Netzanbindung.

„STEAG setzt mit seiner Entwicklung da

an, wo gesellschaftliche Entwicklung und

wirtschaftliches Wachstum in Indien gebremst

wird“, sagte Joachim Rumstadt. Im

ländlichen Raum ist die Anbindung an das

Stromnetz bestenfalls unzuverlässig, in

vielen Gebieten gibt es gar keine Elektrifizierung.

Trotz vorhandener Pläne und bereitgestellter

Budgets bleiben einfachste

Annehmlichkeiten für viele Millionen Menschen

ein Traum. Vor diesem Hintergrund

hat die SES diese effektive Solar-Lösung

entwickelt. Die Leistung reicht von 4 bis 8

Kilowatt Peak (kWp).

Robuste Technik kann schnell in

Betrieb genommen werden

Die in Indien mit robuster Technik vorinstallierten

Container können schnell eingerichtet

und einfach in Betrieb genommen

werden. Der Container dient zunächst als

Transportbehälter, in dem die gesamte

Ausrüstung angeliefert wird. Der am Bestimmungsort

dann verfügbare Stauraum

ist so vorbereit, dass er multifunktional genutzt

werden kann.

Gemeinsam mit der renommierten indischen

non-profit Organisation „The Energy

and Resources Institute (teri)“ wird STEAG

diese technische Lösung in Indien und Ländern

Afrikas vermarkten. Das unabhängige

Institut sucht seit Mitte der 1970er-Jahre

nach nachhaltigen Lösungen, um die Lebensbedingungen

der indischen Bevölkerung

kontinuierlich zu verbessern.

Den ersten Container hat STEAG an die Dr.

Nalin Singhal Memorial Stiftung übergeben.

Er ist im nordindischen Bundesstaat

Uttar Pradesh im Einsatz. In der Stadt Gorakhpur

versorgt die Photovoltaikanlage

ein Projekt der Nichtregierungsorganisation

(NGO) URJA Energy zuverlässig mit

Strom. URJA setzt sich für die Verbesserung

der Lebensbedingungen und die Förderung

der Gesundheit von Frauen ein. Im

Rahmen des Projekts in Gorakhpur finden

14


MembersŃews

Frauen Arbeit und stellen in einer kleinen Produktion Hygieneartikel

her. Stromausfälle waren bislang an der Tagesordnung

und haben die Arbeit stark beeinträchtigt. Der

STEAG-Container sorgt nun für eine kontinuierliche Stromversorgung.

Dies ist ein eindrucksvolles Beispiel, wie Erfahrungen

und Initiative aus NRW, verbunden mit lokaler

Kenntnis und Kompetenz die Lebensbedingungen der Menschen

in armen ländlichen Gegenden verbessern kann.

LLwww.steag.com

Sampling & Analysing Systems

Steag: Baustelle für das effiziente und

emissionsarme GuD-Kraftwerk wird eingerichtet

(steag) Seit Monaten laufen bei der Projektgesellschaft GuD

Herne GmbH die Planungen für das moderne Gas- und

Dampfkraftwerk auf Hochtouren. An diesem Montag, 21.

Januar 2019, beginnen auf dem Kraftwerksgelände der

STEAG im Herner Stadtteil Baukau erste Arbeiten. Das Areal

wird für den Neubau baureif gemacht. Eine entsprechende

Zulassung durch die Bezirksregierung liegt vor. Nach der

Baufeldvorbereitung soll dort im Herbst direkt mit dem Bau

des effizienten und emissionsarmen Kraftwerks begonnen

werden, das langfristig die Wärmeversorgung der Fernwärmeschiene

Ruhr absichern soll.

In einem ersten Schritt wird die Baustelle eingerichtet, anschließend

finden Erdbewegungen und Rodungsarbeiten

auf dem Kraftwerksgelände zwischen Rhein-Herne-Kanal

und Hertener Straße statt. Die beauftragten Baufirmen tragen

den Oberboden zum Teil ab und gleichen Niveauunterschiede

aus. Regelungen über die konkreten Ersatzpflanzungen

und Ausgleichsmaßnahmen für die Rodungen legt die

Bezirksregierung zeitnah fest. In Vorgesprächen mit der

Stadtverwaltung Herne wurde vereinbart, Ausgleichspflanzungen

zur ökologischen Aufwertung des Industrieareals

möglichst am Kraftwerksstandort und im direkt angrenzenden

Umfeld vorzunehmen. Mit Stadtverwaltung und Bezirksregierung

ist ebenfalls abgestimmt, dass die neuen

Bäume und Sträucher nach Fertigstellung des GuD-Kraftwerks

gepflanzt werden. Für die ökologische Baubegleitung

hat die Projektgesellschaft ein unabhängiges Ingenieurbüro

beauftragt.

LLwww.steag.com

Steag – über 300 Gäste nehmen Abschied

vom Kraftwerksstandort Lünen

• Ein Abend voller Emotionen an der Wiege der STEAG

(steag) Es war ein an Emotionen reicher Abend in der historischen

Maschinenhalle des STEAG-Kraftwerks, der in eine

Feier bis in die Morgenstunden mündete: Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter, Familienangehörige, Freunde und ehemalige

Kolleginnen und Kollegen waren am Samstag eingeladen,

um sich vom Gründungsstandort der Steinkohlen-Elektrizität

AG (STEAG) zu verabschieden. Zum 31. Dezember,

nach fast 80-jähriger Stromproduktion in Lünen, sind an der

Moltkestraße die Steinkohleblöcke 6 und 7 endgültig vom

Netz gegangen.

Die insgesamt über 300 Gäste standen an diesem Abend an

der Wiege des Unternehmens, an der Stelle, an der STEAG

1940 die Stromproduktion aufgenommen hat. Blaue und

rote Strahler verliehen der ehrwürdigen Industriehalle feierlichen

Glanz. Die erst am 22. Dezember stillgelegte Turbine

erinnerte im Hintergrund der Bühne an den eher traurigen

Anlass für die Einladung. Zuletzt hingen 101 Arbeitsplätze

an der Stromproduktion an der Moltkestraße, 101 berufliche

Perspektiven.

DAC

Silica

Sodium

Oxygen

Hydrazine

Steam and Water

Analysing Systems – SWAS

Dr. Thiedig – Analysers at its best

info@thiedig.com

www.thiedig.com

15


Steag – über 300 Gäste nehmen Abschied vom Kraftwerksstandort Lünen

Dass dieser Arbeitsplatzabbau ohne betriebsbedingte

Kündigungen gemeinsam

vom Unternehmen und Betriebsrat organisiert

werden konnte, milderte den Abschiedsschmerz

spürbar. Insgesamt 48 Beschäftigte

nehmen eine Vorruhestandsregelung

in Anspruch, 53 Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter werden künftig wohnortnah

an anderen STEAG-Standorten weiterbeschäftigt.

In seiner Rede dankte Joachim Rumstadt,

der Vorsitzende der Geschäftsführung der

STEAG GmbH, den Mitarbeiterinnen und

Mitarbeitern und machte deutlich: „Wir

tragen in Lünen weiterhin unternehmerische

Verantwortung und sind präsent.“

Rumstadt verwies auf das moderne Strahlmittelwerk

an der Moltkestraße und an die

Batteriespeicher, die weiterhin wichtige

Primärregelenergie für das Stromnetz liefern.

Darüber hinaus betreibt das Tochterunternehmen

STEAG New Energies in Lünen

bei Remondis ein Biomassekraftwerk.

Und: STEAG obliegt weiterhin die Betriebsführung

für das moderne Trianel-Kraftwerk.

„Das zeigt eindrucksvoll: STEAG ist Teil

des Wandels auf dem Energiemarkt“, sagte

Joachim Rumstadt. Anschließend verabschiedeten

sich Kraftwerksleiter Kai-Uwe

Braekler und Ralf Melis, Konzern-Betriebsratsvorsitzender

der STEAG, von „ihrer

Mannschaft“. Nach dem offiziellen Teil

wurde schnell deutlich, was in allen Ansprachen

hervorgehoben wurde: Lünen als

Gründungsstandort zeichnete sich immer

durch besonders gelebten Zusammenhalt

und Solidarität in der Belegschaft aus – es

wurde gemeinsam bis in die Morgenstunden

Abschied gefeiert.

LLwww.steag.com

Trianel Erneuerbaren-Portfolien

mit positiver Bilanz

(trianel) Die Erneuerbaren-Portfolien der

Trianel Erneuerbare Energien GmbH & Co.

KG (TEE) und der Trianel Onshore-Windkraftwerke

GmbH & Co. KG (TOW) haben

sich 2018 mit einer guten Ertragslage behauptet.

Mit einer Gesamt-Stromproduktion

der beiden Windenergie- und PV-Portfolien

von rund 584 GWh wurde die Jahresertragsprognose

erfüllt. „Das positive

Ergebnis bestätigt den Kooperationsansatz

unserer Gesellschafter für ein gemeinsames

und diversifiziertes Erneuerbaren-Portfolio“,

kommentiert Markus Hakes,

Geschäftsführer der TEE und TOW,

das zurückliegende Ertragsjahr. Mit einer

Vermeidung von rechnerisch rund 394.000

Tonnen CO 2 leisten die beiden Portfolien

einen Beitrag zur Energiewende und stellen

die klimaneutrale Versorgung von über

160.000 Haushalten in den Versorgungsgebieten

der beteiligten Stadtwerke sicher.

Trianel Onshore-Windkraftwerke

Das TOW-Portfolio mit einer Leistung von

100 MW aus acht Windparks hat bis Ende

2018 rund 231 GWh Strom produziert.

Günstige Windverhältnisse im ersten Halbjahr

2018 führten teils zu überdurchschnittlichen

Erträgen, in der zweiten Jahreshälfte

entwickelte sich das Windaufkommen

rückläufig. „Die geografische

Streuung unseres Windparkportfolios über

sechs Bundesländer, verschiedene Windkraftanlagen-Technologien

in Verbindung

mit einer effizienten Betriebsführung haben

trotz der ungünstigen Windbedingungen

eine solide Ertragslage ermöglicht“, so

Hakes.

Trianel Erneuerbare Energien

Ein starkes PV-Jahr 2018 mit einem langanhaltenden

und besonders sonnenreichen

Sommer hat die Ertragslage des

TEE-Portfolios wesentlich geprägt. Hakes:

„Das diversifizierte Erneuerbaren-Portfolio

aus Wind- und PV-Kapazitäten hat das

in den Sommermonaten geschwächte

Windjahr 2018 sehr gut kompensieren

können.“ Im zurückliegenden Ertragsjahr

2018 erzeugten die Windkraft- und

PV-Freiflächenanlagen im TEE-Portfolio

insgesamt rund 353 GWh Strom aus Windund

Sonnenenergie. Das Gesamt-Portfolio

hat damit die Ertragserwartungen voll erfüllt.

Zum Ende des Jahres 2018 umfasste

das TEE-Portfolio eine Kapazität von 175

MW,verteilt auf PV-Freiflächenanlagen

mit einer Gesamtleistung von 43 MW und

132 MW an Windparks.

Für 2019 rechnet Hakes weiterhin mit einer

soliden Ertragslage für die beiden Windenergie-

und PV-Portfolien der TOW und

TEE. „Wir werden die Wind- und PV-Kapazitäten

im TEE-Portfolio weiter ausbauen“,

so Hakes. Aktuell umfasst die Entwicklungspipeline

der TEE weitere rund 250

MW an Windenergie- und PV-Projekten

deutschlandweit gestreut in verschiedenen

Entwicklungsstadien, die sukzessive realisiert

und in das Portfolio aufgenommen

werden sollen.

37 Stadtwerke und die Trianel GmbH engagieren

sich im Rahmen der TEE für den

Ausbau der erneuerbaren Energien. Gemeinsam

investieren sie bis Ende 2020

rund eine halbe Milliarde Euro in den Aufund

Ausbau des eigenen Erneuerbaren-Portfolios

mit Windkraftanlagen und

PV-Freiflächenanlagen in ganz Deutschland.

2013 wurde mit der Gründung der Trianel

Onshore-Windkraftwerke GmbH & Co. KG

der Einstieg in die Onshore-Windenergie

genommen und für Stadtwerke eine erste

Investitionsplattform geschaffen, um sich

deutschlandweit an Windprojekten zu beteiligen.

Im ersten Quartal 2017 wurde mit

der Inbetriebnahme des letzten Windparkprojekts

das TOW-Portfolio von 100 MW

abgeschlossen. 16 Stadtwerke und regionale

Energieversorger sowie die Trianel

GmbH sind an der TOW beteiligt.

LLwww.trianel.com

Verbund: Fischwanderhilfe am

Kraftwerk Abwinden-Asten

• Im Rahmen des LIFE+ Netzwerk Donau-Projekts

wird das Kraftwerk Abwinden-Asten

mit der Errichtung von Österreichs

längster Fischwanderhilfe fischpassierbar

(verbund) Das Donaukraftwerk Abwinden-Asten

wird als drittes Wasserkraftwerk

an der Donau in Oberösterreich barrierefrei.

Mit 2019 starten die ersten Bauvorbereitungen

wie Rodungsmaßnahmen im

Auwald. Der naturnahe Umgehungsbach

wird südlich der Donau auf dem Gemeindegebiet

Luftenberg errichtet. Auf mehr als

fünf Kilometern finden künftig die Fische

16


MembersŃews

neuen Lebensraum und eine Möglichkeit,

das Kraftwerk zu passieren. Insgesamt werden

etwa fünf Hektar Fließgewässerlebensräume

neu geschaffen. Die Investition

der Maßnahme beläuft sich auf rund 7

Mio. Euro. Die Arbeiten werden bis zum

Frühjahr 2020 dauern.

VERBUND, Österreichs größtes Stromunternehmen,

startet mit 2019 mit den Vorbereitungen

zum Bau der Fischwanderhilfe

am Donaukraftwerk Abwinden-Asten. Ab

Mitte Jänner 2019 erfolgen erste Rodungsmaßnahmen

im Auwald. Auch mit den Erdarbeiten

für den Umgehungsbach wird

bereits noch im Winter gestartet. Im Frühjahr

2020 wird die Fischwanderhilfe fertiggestellt

sein.

Naturnaher Umgehungsbach

5,3 Kilometer lang wird der naturnahe Umgehungsbach

auf der rechten Seite der Donau.

Das Einlaufbauwerk, gleichzeitig der

Ausstieg der Fischwanderhilfe befindet

sich im Stauraum Abwinden-Asten bei

Strom-km 2.122,3 etwas flussauf des Ausees,

die Fischwanderhilfe mündet 700 Meter

unterhalb des VERBUND-Kraftwerks

Abwinden-Asten bei Strom-km 2.118,9

wieder in die Donau.

Auch das Mitterwasser profitiert vom Projekt,

da im Bereich der Kraftwerkszufahrt

ebenfalls Maß-nahmen umgesetzt werden.

Projektleiter David Oberlerchner informiert:

„Das Gerinne wird naturnah ausgestaltet.

Auf den schottrigen Ufern werden

wertvolle Lebensräume und Reproduktionsstätten

für Fische geschaffen“. Die Wassermenge

für die Fischwanderhilfe beträgt

minimal 2 m³/s und steigt auf bis zu 9 m³/s

an. Zum Vergleich, der Ipfbach hat eine

mittlere Wasserführung von 0,9 m³/s.“

Das Projekt wird die Stauräume von Wallsee-Mitterkirchen

und Abwinden-Asten

und deren Zuflüssen wie. z.B. der Traun

verbinden.

Fischwanderhilfe nach

bewährten Vorbildern

Die Erfahrungen bei den Fischwanderhilfen

Greifenstein und Ottensheim-Wilhering

bestätigen das Konzept eines naturnahen

Flusses zur Umgehung des Kraftwerks.

Der sanfte Anstieg und die Abwechslung

aus Seicht- und Tiefwasserzonen, angereichert

um Totholz-Strukturen, ist attraktiver

Lebensraum für Fische und andere

Wasserlebewesen. Binnen kürzester Zeit

erobert die Natur des nahen Auwaldes die

Fischwanderhilfe, wie die Untersuchungen

in Greifenstein und Ottensheim beweisen.

Dort wurden schon nach wenigen Monaten

Betrieb 41 von 50 Donau-Fischarten und

große Fische (Welse) bis zur einer Länge

von 1,65 m nachgewiesen und tausende

Fische gezählt.

LIFE+ Projekt „Netzwerk Donau“

Finanziert wird das gesamte Life+ „Netzwerk

Donau“ Projekt von sechs Finanzierungspartnern

(EU, Bundesministerium

für Nachhaltigkeit und Tourismus, Landesregierung

OÖ und NÖ, Landesfischereiverband

OÖ und NÖ). Damit wird die Fischfauna

von vier Natura 2000-Gebieten und

von Zubringersystemen verbessert.

LLwww.life-netzwerk-donau.at

Verbund: Österreichs tiefste

Schiffsschleuse wird saniert

(verbund) VERBUND, Österreichs größtes

Stromunternehmen, saniert die Schiffsschleuse

in seinem Wasserkraftwerk in

Oberösterreich. Seit fünf Monaten wird die

gigantische Donauschleuse generalsaniert,

um mit Ende März 2019 wieder reibungslos

zu funktionieren. Mit über 23 Metern

ist sie die tiefste Schiffsschleuse an der Donau

in Österreich. Die Investitionssumme

beträgt rund 2 Mio. Im Zuge der Revisionsarbeiten

hat VERBUND in der Schleuse ein

Forschungsinstrument zur Fischwanderung

in der Donau installiert. Damit soll

herausgefunden werden, welche Fische,

wann, wie und wohin wandern.

„Von vorne bis hinten wird die Riesenbadewanne

generalsaniert“, informiert VER-

BUND-Projektleiter Kurt Schauer. „Sie ist

die tiefste Schleuse an der Donau in Österreich

und somit auch in Oberösterreich

und muss auch gelegentlich einer Vitalkur

unterzogen werden, vergleichbar mit einem

Auto-Service“. Schauer saniert den

gesamten Stahlwasserbau, um seine Lebensdauer

zu erhöhen. Dabei werden die

Füll- und Entleerverschlüsse instandgehalten

und die Stemmtore inspiziert, d.h. die

Dichtungen überprüft und bei Bedarf erneuert,

sowie Risse und Schäden an der

Konstruktion repariert.

Aschacher Riesenbadewanne ist

die tiefste in ganz Österreich

Die Schiffsschleuse gleicht im leeren Zustand

einer Riesenbadewanne: Mit 230

Metern Länge und 24 Metern Breite bietet

sie mehreren Schiffen Platz für die Schiffsschleusung.

Jedoch hat die Aschacher

Schiffsschleuse eine Besonderheit: Sie ist

23,4 Meter tief und somit die tiefste an der

österreichischen Donau. Sie ist deshalb so

tief, weil die äußerst hohe Fallhöhe von 15

Metern auszugleichen ist. Auf der Strecke

von Engelhartszell bis Aschach ist das Gefälle

der Donau sehr hoch und gleicht einem

Gebirgsfluss. Damit die Schiffsschleusung

trotzdem im vorgegebenen Rahmen

von circa 20 Minuten bleibt, verfügen die

Schiffsschleusen im VERBUND-Kraftwerk

Aschach über speziell gestaltete Füll- und

Entleerkanäle.

Die Revisionsarbeiten finden alle sechs bis

acht Jahre statt. Heuer war die linke

Schleusenkammer des Donaukraftwerks

Aschach dran. Die Arbeiten sind mit Ende

März 2019 abgeschlossen, dann geht sie

wieder tüchtig ihrer Funktion nach und

wird fast bis zu 24 Schleusungen pro Tag

hinlegen.

IHRE 24-H-HOTLINE

0172 - 4380 330

KRAFTWERKSSERVICE

Serviceverträge für Revisionen und

kontinuierliche Instandhaltung

Reparatur-, Wartungs- und Umbaumaßnahmen

Lieferung von Ersatzteilen und

Austauschkomponenten

Montagen und Demontagen

Engineering und Konstruktion

Wärmetechnische Berechnungen

und unsere fahrende Werkstatt zum

sofortigen Einsatz bei Ihnen.

www.borsig.de/bs

BORSIG Service GmbH

Tel.: 030 4301-01

Fax: 030 4301-2771

E-Mail: info@bs.borsig.de

17


KÜHLWASSERHYGIENE Schulung und Prüfung

nach VDI 2047-2 (VDI-MT 2047-4)

VGB-EXPERTENFORUM

Erfahrungen aus der Umsetzung der 42. BImSchV

8. UND 9. MAI 2019 IN DORTMUND

VERANSTALTUNGSORT

Dorint Hotel Dortmund An den Westfalenhallen

Lindemannstraße 88, 44137 Dortmund

SCHULUNG KÜHLWASSERHYGIENE

SICHERSTELLUNG DES HYGIENEGERECH TEN

BETRIEBS VON VERDUNSTUNGS

KÜHLANLAGEN UND KÜHLTÜRMEN

Schulung und Prüfung nach VDI20472 (VDIMT 20474)

Hintergrund

Verdunstungskühlsysteme werden eingesetzt, um Wärme aus unterschiedlichen

Prozessen an die Umgebung abzugeben. Im Gegensatz

zur natürlichen Umwelt können Verdunstungssysteme für Legionellen

günstige Lebensbedingungen in Form von Temperatur,

Nährstoffangebot etc. bereitstellen. Deshalb ist es ein wichtiges Ziel,

Verdunstungskühlanlagen so auszulegen und zu betreiben, dass die

Vermehrung und Aufkonzentration von gesundheitsrelevanten Mikroorganismen

begrenzt wird. Gerade für Betreiber ist es wichtig, den

mikrobiologischen Zustand ihrer Systeme zu kennen, um erforderlichenfalls

geeignete Gegenmaßnahmen einleiten zu können.

Die VDI 20472 wurde nach diversen Vorfällen von Legionellose

Erkrankungen im Umfeld von Verdunstungskühlanlagen als fachliche

Richtlinie veröffentlicht. Kühltürme mit einer Rückkühlleistung über 200

MW werden in der Richtlinie VDI 20473 geregelt.

Als gesetzlichen Rahmen in Anlehnung an die beiden Richtlinien hat

die Bundesregierung verpflichtend zum 19.08.2017 die 42.

BImSchV „Verordnung über Verdunstungskühlanlagen, Kühltürme und

Nassabscheider“ in Kraft gesetzt.

Zielgruppe der Schulung

Sensibilisierung und Qualifizierung von Personen für das Thema Hygiene,

die mit der Planung, der Errichtung, dem Betrieb und der Instandhaltung

von Verdunstungskühlanlagen und Kühltürmen beauftragt

sind, also Betriebsverantwortliche, Mitarbeiter, Dienstleister aus

den Bereichen Kühlturmbetrieb, Labor – inklusive Probenehmern,

Chemie, Kühlwasseraufbereitung, Instandhaltung, Arbeitsschutz sowie

Fachplaner, Anlagenbauer oder FacilityManager.

Ziel und Inhalt der Schulung

Die Teilnehmer kennen die technischen und organisatorischen Anforderungen

für einen hygienisch einwandfreien Betrieb für die Planung,

das Errichten und das Betreiben einschließlich der erforderlichen Instandhaltung

von Verdunstungskühlanlagen. Sie führen Maßnahmen

durch, welche die Risiken für Beschäftigte und Dritte, zum Beispiel

durch Legionellen, minimieren.

Die Inhalte entsprechen im Wesentlichen den Anforderungen VDI

2047 Blatt 2. Darüber hinaus werden die VDI 2047 Blatt 3 und die

42. BImSchV berücksichtigt. Die Schulung schließt mit einer Prüfung

gemäß VDIMT 2047 Blatt 4 ab.

Es besteht die Möglichkeit zur Kombination dieser Schulung mit dem

VGBExpertenforum am Folgetag.

Die Schulung wird vom VDI-GBG Schulungspartner Lindner AUDi

in Kooperation mit VGB PowerTech e. V. durchgeführt.

MITTWOCH, 8. MAI 2019

SCHULUNG KÜHLWASSERHYGIENE

SCHULUNG UND PRÜFUNG NACH

VDI 20472 (VDIMT 20474)

(Änderungen vorbehalten)

08:00 Anmeldung, Ausgabe der Veranstaltungsunterlagen

08:30 Begrüßung der Teilnehmer / Intro

08:45 Grundlagen der Mikrobiologie

u.a. medizinische Aspekte zum Umgang

mit mikrobiologisch belastetem Kühlwasser/Aerosolen

09:45 Einführung VDI 2047 Blatt 2 und 3, Teil 1

Aufbau und Prinzip von Verdunstungskühlanlagen,

Hygiene in kühlwasserführenden Anlagen

10:15 Kaffeepause

10:30 Einführung VDI 2047 Blatt 2 u. 3, Teil 2

11:00 Grundlagen der Wasserchemie

Kühlwasserpflege und Korrosionsvorgänge

12:00 Mittagspause

13:00 Anlagenüberwachung

Kontrolle chem.phys. Kenngrößen, Probenahme

u. mikrobiologische Bestimmungen, Biozideinsatz

14:30 Kaffeepause

14:45 Instandhaltung

15:15 Gesetze / Vorschriften / Regeln

15:45 Diskussion / Prüfungsvorbereitung

16:00 Schriftliche Prüfung (Prüfungszeit 30 Minuten)

Auswertung, Ausgabe der Zertifikate

17:00 Schulungsende

Bleiben Sie mit uns in Kontakt!

‣ 18Newsletteranmeldung | www.vgb.org/newsletter.html


KÜHLWASSERHYGIENE SCHULUNG UND PRÜFUNG

NACH VDI 2047-2 (VDI-MT 2047-4)


ERFAHRUNGEN AUS DER UMSETZUNG DER 42. BIMSCHV

MembersŃews


ERFAHRUNGEN AUS DER UMSETZUNG

DER 42. BIMSCHV

Am19.08.2017 trat die Verordnung über Verdunstungskühlanlagen,

Kühltürme und Nassabscheider, die 42. BImSchV, in Kraft. Sie soll

den hygienisch einwandfreien Betrieb der genannten Anlagen sicherstellen

und Vorsorge treffen, dass sich Legionellenausbrüche wie zuletzt

in Warstein, Jülich und Bremen nicht wiederholen.

Für die Betreiber dieser Anlagen entstand durch die Verordnung erstmals

eine gesetzlich geregelte Verpflichtung zur regelmäßigen mikrobiologischen

Überwachung des Kühl bzw. Nutzwassers durch ein

dafür akkreditiertes Labor. In Abhängigkeit von den Analysenergebnissen

werden für verschiedene Anlagen unterschiedliche Maßnahmen

verlangt. Bei Überschreiten des Maßnahmenwertes für die Legionellenkonzentration

muss eine Meldung an die zuständige Behörde

erfolgen. Außerdem verpflichtet die Verordnung den Betreiber unter

Anderem zur Führung eines Betriebstagebuchs, zur Qualifizierung

der Mitarbeiter und zur Erstellung einer Gefährdungsbeurteilung für

Neuanlagen und für Anlagen nach Anlagenänderungen. Bis zum

19.08.2019 müssen alle Anlagen, die vor mehr als 8 Jahren in Betrieb

gegangen sind, durch einen zugelassenen Sachverständigen

oder eine akkreditierte Inspektionsstelle erstmalig überprüft werden.

Viele Betreiber sind aufgrund der Verordnung zum erstmaligen oder

verstärkten Biozideinsatz gezwungen. Unsicherheiten bestehen teilweise

bezüglich der durchzuführenden Analysen und Maßnahmen

und der Führung des Betriebstagebuchs. Vereinzelte Überschreitungen

des Maßnahmenwertes forderten Betreibern und zuständigen

Behörden Entscheidungen zu geeigneten Maßnahmen und Einordnungen

ab. Die bisherigen VGBExpertenforen zur betrieblichen Umsetzung

der 42. BImSchV haben die komplexen Anforderungen der

Verordnung zur Legionellenbegrenzung erläutert. Das 3. VGB Expertenforum

zur Umsetzung der 42. BImSchV soll nun sowohl dem Austausch

der bisherigen Erfahrungen zwischen den Betreibern als auch

zwischen Betreibern und den involvierten Behörden dienen und auch

helfen, die anstehenden Überprüfungen durch Sachverständige oder

akkreditierte Inspektionsstellen vorzubereiten.

Dazu werden erfahrene Spezialisten von Betreibern und Experten

von verschiedenen involvierten Stellen sowie Behördenvertreter berichten.

Neben diesen Fachvorträgen ist noch ausreichend Gelegenheit

zu Diskussionen und zum Erfahrungsaustausch. Daher wenden

wir uns nicht nur an die Verantwortlichen und Betreiber der Kühlsysteme,

sondern auch an Vertreter der involvierten Untersuchungsstellen,

Labore und Behörden.

Es besteht die Möglichkeit zur Kombination dieses Expertenforums

mit einer Schulung „Kühlwasserhygiene“ nach VDI 20472 zur Qualifizierung

als „hygienisch fachkundige Person“ am Vortag.

Wir freuen uns, Sie zu einer interessanten und intensiven Veranstaltung

in Dortmund begrüßen zu können.

DONNERSTAG, 9. MAI 2019

VGB-EXPERTENFORUM: ERFAHRUNGEN

AUS DER UMSETZUNG DER 42. BIMSCHV

(Änderungen vorbehalten)

08:30 Anmeldung, Ausgabe der Veranstaltungsunterlagen

09:00 Begrüßung

Wolfgang Czolkoss, VGB PowerTech e. V.

09:10

V1

09:40

V2

10:10

V3

Einführung in die Legionellenproblematik

und die 42. BImSchV

Sebastian Hahn, PreussenElektra GmbH

Hygienische Risikobewertung aus medizinischer Sicht

Prof. Dr. Michael Pietsch, Institut für Med. Mikrobiologie

und Hygiene, Johhannes GutenbergUniversität Mainz

Gefährdungsbeurteilung und Arbeitsschutz

Dr. Herbert Lindner, Lindner AUDi

10:40 Diskussion und Erfahrungsaustausch

11:00 Kaffeepause

11:30

V4

12:00

V5

12:20

V6

Chemisch-physikalische und mikrobiologische

Analysen im Rahmen der Überwachung

Dr. Herbert Lindner, Lindner AUDi

Einsatz von Bioziden und alternative Verfahren

Walter Hoffmann, RWE Power AG

Praxisbeispiel für die Führung des Betriebstagebuchs

Holger Ohme, Inwatec GmbH & Co. KG

12:45 Diskussion und Erfahrungsaustausch

13:00 Mittagspause

14:00

V7

14:30

V8

14:50

V9

15:20

V10

15:50

V11

Ursachen des Legionellenwachstums in VKA und

mögliche Maßnahmen zur Minderung

Sebastian Hahn, PreussenElektra GmbH

Anlagenüberprüfung durch

Sachverständige o. Inspektionsstellen


Erfahrungen und Aktivitäten der Behörden

von Bund, Land und Kommunen

N.N.

Gemeinsame Diskussion aus

Betreiber- und Behördensicht

N.N. und Dr. Wolfgang Konrad, STEAG GmbH

Kommende VDI-Richtlinien zum Ausbruchsmanagement

und zu MW-Überschreitungen


16:00 Abschlussdiskussion

16:15 Ende der Veranstaltung

ONLINEANMELDUNG

www.vgb.org/expertenforum_42bImschv_2019_anmelden.html

Kontakt: Wolfgang Czolkoss | EMail: wolfgang.czolkoss@vgb.org

Ulrike Hellmich | Tel. +49 201 8128282 | Fax +49 201 8128321 | EMail: vgbbimschv@vgb.org

VGB PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org

19

Industry News VGB PowerTech 3 l 2019

Forschungsprojekt zur Fischwanderung

Im Zuge der Schleusenrevision im Donaukraftwerk

Aschach wird auch ein Pilotversuch

gestartet. VERBUND erprobt eine

neue Technologie, mit deren Hilfe die

großräumige Fischwanderung in der Donau

untersucht werden kann. Zu diesem

Zweck wurden im Februar zehn Antennen

in die leere Schleuse eingebaut, die in Zukunft

die markierten Fische zählen und die

Fischwanderung aufzeichnen wird, das

heißt, welche Fische wann wohin wandern.

Der Pilotversuch ist Teil des Forschungsprojekts

in der Fischwanderhilfe Ottensheim-Wilhering.

Dort wurden bisher an die

7.000 Fische mit Chips, sogenannten Tags

markiert. Dabei wurden rund 40 Fischarten

festgestellt, die in der Donau heute leben.

Mit dem neuen System zur Fischzählung

in der Schleuse wird VERBUND herausfinden

können, ob diese Fische und

welche Fische über die Schiffs-schleuse

wandern. Ende März geht die generalsanierte

Schleuse wieder in Betrieb, dann

kann die Fischzählung starten.

LLwww.verbund.com

Industry

News

Voith: Maßgeschneiderte

Servicelösungen für Kraftwerke

auf der VGB Konferenz

(voith) Voith päsentierte auf der VGB Fachausstellung

zur „Instandhaltung von Kraftwerken“

smarte Lösungen für die Energiewirtschaft.

Die Konferenz fand im Dorint

Hotel Sanssouci Berlin/Potsdam statt. Die

Konferenzteilnehmer und Besucher

tauschten sich zu Trends wie Anlagenerhalt

und digitalem Wandel aus. Unter dem

Motto „Boost your growth through smart

solutions“ zeigte der Technologiekonzern

am Stand 23 sein umfassendes Serviceund

Produktportfolio für die Stromerzeugung.

Service Exzellenz aus einer Hand

Für die Betreiber konventioneller Kraftwerke

steht aktuell die Umsetzung wirtschaftlicherer

und zeitgenössischer Instandhaltungspraktiken

im Vordergrund.

Die Voith Turbo Servicelösungen decken

diesen Bedarf für alle Komponenten zur

Leistungsübertragung zwischen Antriebsund

Abtriebsmaschine ab. Von elektrisch

oder turbinengetriebenen Pumpen über

Verdichter und Gebläse bis zu Lüftern und

Generatorensätzen. Außerdem von der

Planung und Inbetriebnahme, bis hin zu

Wartungen, Reparaturen, Modernisierungen

und Retrofits. Voith bietet individuelle

Servicepakete und ein Höchstmaß an

Know-how und Verlässlichkeit für das ganze

Produktsortiment, auch von anderen

Herstellern

Maßgeschneiderte Servicelösungen

Die Leit- und Antriebstechnologie von

Voith befindet sich an vielen zentralen

Punkten in Kraftwerken und liefert über

viele Jahre einen zuverlässigen Dienst.

Dies ist für die Wirtschaftlichkeit einer Anlage

von großer Bedeutung. Smarte Servicelösungen

von Voith sichern einen zuverlässigen

und reibungslosen Betrieb.

Neben den standardisierten Leistungen

stehen den Kunden auch individuelle Lösungen

für spezielle Bedürfnisse zur Verfügung.

Stillstandszeiten und

Folgeschäden vermeiden

Mit Hilfe sogenannter Health Checks und

Zustandsbegutachtungen kann Voith jederzeit

den Zustand von Antriebskomponenten

wie Turbogetrieben, hydrodynamischen

Regelkupplungen und Verbindungskupplungen

sowie Überlagerungsgetrieben

oder des Antriebsstrangs, bewerten. Ungeplante

Stillstandszeiten und teuren Folgeschäden

können damit frühzeitig vermieden

werden. Die Kunden kennen so den

genauen Zustand ihrer Anlage und erhalten

bei Bedarf von Voith eine Übersicht

möglicher Maßnahmen. Dies hilft, die Verfügbarkeit

und die Wirtschaftlichkeit einer

Anlage zu optimieren.

Verringerte Ausfallzeiten und

geringere Wartungskosten

Mit dem Voith-Datenhelm für Remote-Service

können Kraftwerksbetreiber von einem

Voith-Experten an zentraler Stelle Informationen

zur Anlage einholen. Außerdem

können detaillierte Angaben in Form

von Bildern, Zeichnungen und Skizzen

ausgetauscht werden. Da der Experte nicht

vor Ort anwesend sein muss, können Kraftwerksbetreiber

Zeit und Geld sparen, indem

sie Probleme mithilfe einer digitalen

Anwendung ermitteln. Auf diese Weise

kann der Arbeiter vor Ort als verlängerter

Arm des Experten agieren und von diesem

entsprechend angeleitet werden. Darüber

hinaus kann das System zur Unterstützung

bei Reparaturen, Messungen und Einzelschulungen

eingesetzt werden.

Erhöhte Verfügbarkeit und

geringere Betriebskosten

Durch die AeroMaXX-Technik für Stirnradgetriebe

von BHS können Kraftwerksbetreiber

Leistungsverluste und Ölverbrauch um

über 30 Prozent reduzieren. Bei Zahnumfangsgeschwindigkeiten

von bis zu 200 Metern

pro Sekunde entstehen in konventionellen

Getrieben hohe Verluste durch Ventilation

innerhalb des Gehäuses. Der

AeroMaXX von BHS trennt die Funktion des

Getriebeöls für Schmierung und Kühlung

voneinander und engt den Raum für Verwirbelungen

ein, was die Verluste senkt.

Weiteres Zubehör ist dank passiver mechanischer

Konstruktion nicht notwendig.

Das BHS AeroMaXX kann im Rahmen einer

Standardrevision des Antriebsstrangs ohne

zusätzliche Stillstandszeiten in bereits installierte

Getriebe nachgerüstet werden.

Die Kosten für den Betreiber amortisieren

sich allein durch die eingesparte Energie

innerhalb von wenigen Jahren.

Einfache, schnelle und

kostengünstige Systemintegration

Der TurCon DTc ist ein kompakter und kostengünstiger

Dampfturbinenregler, der einen

sehr zuverlässigen Betrieb des Kraftwerks

gewährleistet. Dieser Regler ist

„pre-engineered“ mit Software für eine

einfache Parametrierung und das Bedienkonzept

ist intuitiv. Der TurCon DTc ist für

Dampfturbinen aller Leistungsklassen geeignet

und ermöglicht eine einfache,

schnelle und kostengünstige Systemintegration

mit verschiedenen Kommunikationsschnittstellen.

Darüber hinaus gibt es noch weitere Modernisierungslösungen:

Dazu zählen der

SelCon, ein linearer elektrohydraulischer

Antrieb ohne externe Ölversorgung, und

die redundanten Systeme für Kraftwerke,

die noch mehr Zuverlässigkeit und Sicherheit

bieten können.

LLwww.voith.com

Pollrich: Frischer Wind für

mexikanisches Kraftwerk Neue

Ventilatoren nach alten Plänen

(pollrich) Im Oktober 2018 wurden in einem

Kraftwerk im Nordosten Mexikos vier

neue Ventilatoren eingebaut, die seitdem

die bestehenden, über 40 Jahre alten Systeme

ersetzen. Trotz kontinuierlicher Umbauten

waren die alten Ventilatoren des

Herstellers Rothemühle im Laufe der Zeit

ineffizient und wartungsintensiv geworden,

weshalb sich der Betreiber für den

kompletten Austausch der 1975 installierten

Maschinen entschieden hatte. Durch

den Wechsel auf je zwei hochmoderne Frischluftventilatoren

sowie zwei neue Rezirkulationsventilatoren

und die gleichzeitig

vollzogene Umstellung der Drallregler vom

alten Rothemühle-Konzept auf die wartungsärmere

und einfachere POLL-

RICH-Bauart wurde eine höhere Anlageneffizienz

bei stark verringertem Energieverbrauch

erreicht.

Es handelt sich um einen Auftrag, der in

vielerlei Hinsicht außergewöhnlich ist. Bemerkenswert

ist zunächst der Auftragnehmer,

denn bei der Firma POLLRICH mit

Standorten in Siegen und Mönchengladbach

handelt es sich um das Unternehmen,

in dem sowohl das Know-how als auch der

Service und das Ersatzteilgeschäft von Rothemühle

mittlerweile aufgegangen sind.

Der Auftraggeber wandte sich mit seiner

Anfrage somit bewusst an die Experti-

20


Power News

se-Nachfolger von damals. Eine weitere

Besonderheit hielt der Betreiber auch als

Vorlage für die Konstruktion der vier neuen

Ventilatoren bereit. Denn als Basis für den

Einbau der neuen Systeme mit Gleitlagern,

eigenen Ölversorgungsanlagen, modernen

Schalldämpfern und Trudelmotoren, je

zwei Drallreglern und Stellantrieben sollten

die Original-Zeichnungen der Maschinen

aus den 70er-Jahren des vorigen Jahrhunderts

dienen. Den normalerweise auf

einem hohen technischen Niveau operierenden

Konstrukteuren wurde damit ein

Höchstmaß an Flexibilität und eine Menge

Grundlagenarbeit abverlangt.

Außerdem stellte ein von Kundenseite sehr

eng gesteckter Zeitrahmen für Lieferung

und Installation das POLLRICH-Team von

vornherein vor das Problem, bewährte Arbeitsabläufe

neu denken zu müssen, um

eine möglichst kurze Lieferdauer zu realisieren.

So wurden die statischen Teile der

Lieferung – wie Motor- und Lagerböcke,

Gehäuse, Saugkästen, Fundamentanker

und -einbauten – zum gewünschten Liefertermin

schon durch den Kunden am Zielhafen

übernommen. Alle anderen Bauteile

wie Laufräder mit Wellen, Gleitlager, Ölanlagen,

Drallregler und Stellantriebe sollten

einen Monat später per Luftfracht nach

Mittelamerika geschickt werden. Durch

eine intensive Kommunikation zwischen

POLLRICH und den Zulieferern, den Speditionen

und dem Kunden konnte dieser

Zeitraum jedoch erheblich reduziert werden.

In der Folge musste lediglich ein

Laufrad per Flugzeug nach Mexiko transportiert

werden, was Einsparungen im

sechsstelligen Bereich für den Kunden bedeutete.

Während sich also der Kunde

nicht nur über Energieeinsparung und Effizienzsteigerung

durch Ventilatoren auf

dem neusten Stand der Technik und über

eine erhebliche Senkung der geplanten

Transportkosten freuen konnte, verzeichnete

das POLLRICH-Team einen weiteren

zufriedenen Kunden.

Die Gesamtlieferung umfasste etwa 90

Tonnen Material in 69 Packstücken. Das

bedeutete die Verteilung auf mehrere Seecontainer

und Kisten auf Flats, wobei eine

einzige der vier gelieferten Wellen bereits

ein Gewicht von fast acht Tonnen auf die

Waage brachte. Um möglichst viele Packstücke

in einer Schiffsladung transportieren

zu können, wurden einige externe Arbeitsgänge

wie Glühen, Sandstrahlen,

MT-Prüfung und Drehen auf eigenen

Wunsch vom Kunden in Mexiko übernommen.

Die Supervision erfolgte vor Ort

durch Spezialisten von POLLRICH, sodass

auch hier eine fachgerechte Montage und

Inbetriebnahme sichergestellt werden

konnte.

LLwww.pollrich.com

Steinmüller Babcock

erweitert Energetische

Verwertungsanlage Premnitz

(steinm) Die Steinmüller Babcock Environment

GmbH mit Sitz in Gummersbach hat

den Auftrag für die Erweiterung der Energetischen

Verwertungsanlage für Ersatzbrennstoffe

(EVE) in Premnitz um eine

zweite Linie erhalten. Der Liefer- und Leistungsumfang

umfasst Planung und Errichtung

der Kesselanlage inklusive Rost und

Nebenanlagen. Auftraggeber ist die EEW

Energy from Waste Premnitz GmbH. Die

Inbetriebsetzung ist für Mitte 2021 geplant.

Die Kleinstadt Premnitz liegt im Naturpark

Havelland westlich von Berlin. Die EVE 1

galt bei der Errichtung vor zehn Jahren als

eine der modernsten Anlagen für die energetische

Verwertung von hochkalorischen

Ersatzbrennstoffen in Europa. Die EVE 2

ist auf einen Brennstoffmix aus Hausmüll,

Gewerbeabfällen und Ersatzbrennstoffen

ausgelegt, bei einem Durchsatz von

150.000 t/Jahr und einer Leistung von 56

MWth. Während ein geringer Anteil der

Energie für den Eigenbedarf genutzt wird,

geht der größte Teil in Form von Prozessdampf,

Fernwärme und elektrischer Energie

zu den örtlichen Industriekunden und

Haushalten. Auf die Dauer soll die EVE 2

eine im Anlagenverbund vorhandene Wirbelschichtfeuerungseinheit

mit einer

Durchsatzleistung von 120.000 t/Jahr ersetzen.

Steinmüller Babcock überzeugte in der

Ausschreibung mit einer technischen Konzeption,

die eine maßgeschneiderte Lösung

mit einem guten Preisniveau kombinierte.

Für Steinmüller Babcock symbolisiert

der Auftrag die Fortsetzung einer sehr

guten Zusammenarbeit mit der EEW Gruppe,

zuletzt hatte Steinmüller Babcock die

EEW-Anlage in Delfzijl/Niederlande um

eine Linie erweitert. Die EEW Gruppe baut

und betreibt seit rund 30 Jahren thermische

Abfallverwertungsanlagen, aktuell

sind es 18 Anlagen in Deutschland und

Nachbarländern mit einer gesamten jährlichen

Verwertungskapazität von mehr als

4,7 Millionen Tonnen Abfall.

LLwww.steinmueller-babcock.com

Power

News

Vestas leads break-away group

of big four turbine makers

• Global commissioning of onshore wind

turbines declined 3% in 2018, partly

due to a slowdown in India and Germany.

Growth is expected to bounce back

in 2019, with a 32% jump to 60 GW

(bloomerg) Developers commissioned a

little over 45GW of onshore wind turbines

globally in 2018 compared with 47GW a

year earlier. Just four manufacturers accounted

for more than half, or 57%, of the

machines deployed: Denmark’s Vestas,

China’s Goldwind, GE Renewable Energy

of the U.S. and Spain’s Siemens Gamesa.

The latest data from BloombergNEF

(BNEF) show that Vestas extended its lead

in the industry, with 10.1GW of its onshore

turbines commissioned in 2018 – a global

market share of 22% compared with 16%

in 2017. The statistics draw on BNEF‘s global

database of wind projects and extensive

information from the industry.

China’s Goldwind rose from third to second

place, lifted by a strong performance

| www.synlab.de

Ihr Laborpartner für

effektive Prozesse und

hochwertige Produkte

SYNLAB Analytics & Services LAG GmbH

Südstr. 7 | 03130 Spremberg

Tel. +49 3564 5496101 | lag-info@synlab.com

21

Power News VGB PowerTech 3 l 2019

VGB WORKSHOP

MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE

23 AND 24 MAY 2019 IN DRESDEN/GERMANY

VENUE

Fraunhofer-Institut für

Werkstoff- und Strahltechnik IWS

Dresden/Germany

5 TH INTERNATIONAL VGB WORKSHOP

16:35 R

5 TH INTERNATIONAL VGB WORKSHOP

16:35

V14

MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE 2019

Section II: Materials and Components

V14 i

MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE 2019

Section II: Materials and Components

P

Moderator:

The 5 th Moderator: C. Ullrich, C. Ullrich, VGB, Essen/Germany

VGB, Essen/Germany

International VGB Workshop "Materials and Quality Assurance"

A

The 5 th International VGB Workshop "Materials and Quality Assurance" 11:25

takes place in Dresden hosted by Fraunhofer IWS.

11:25 Creep Creep Life Assessment Life Assessment for Welded for Welded Joint of Joint P91 of Steel P91 Steel 18:45 E

takes place in Dresden hosted by Fraunhofer IWS.

V05 Considering Material Properties of Each Pipe Used at

18:45

Aim of the workshop is to permit results of advanced materials, welding V05 Considering Material Properties of Each Pipe Used at

“

Aim of the workshop is to permit results of advanced materials, welding Power

and quality assurance aspects.

Power Plant Plant

R

and quality assurance aspects.

Dr. M.

The main topics are:

Dr. Yaguchi, M. Yaguchi, Central Central Research Research Institute Institute of Electric of Electric

h

The main topics are:

Power

Lifetime Assessment, Flexibility l Materials and Components l

Power Industry, Industry, Yokosuka/Japan Yokosuka/Japan

Lifetime Assessment, Flexibility l Materials and Components l 11:50

Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing l

11:50 Challenges Challenges of Creep of Creep Rupture Rupture Data Assessments Data Assessments using using

Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing l V06

Quality Assurance, Damages I Renewable Energy

V06 the example the example of a large of a dataset large dataset of Grade of Grade P91 P91

Quality Assurance, Damages I Renewable Energy

Dr. M.

The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators, insurers

Dr. Schwienheer, M. Schwienheer, Technische Technische Universität Universität Darmstadt, Darmstadt, FRIDAY, FRIDA 24

The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators, insurers Darmstadt/Germany

and experts interested technology and its environment,

Darmstadt/Germany

and experts interested in technology and its environment, 12:15

researcher, authorities and associations.

12:15 Development Development of Boiler of Boiler Material Material Technology Technology and the and the Section IV: Re

researcher, authorities and associations.

Section

V07 V07 Verification Verification of its Practical of its Practical Applicability Applicability in Japanese in Japanese Moderator:

National A-USC Project

Moder D

We look forward to seeing you Dresden/Germany.

National A-USC Project

We look forward to seeing you in Dresden/Germany.

Dr. T. Tokairin, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd., 08:30 D

Dr. T. Tokairin, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd., 08:30

Hiroshima/Japan and M. Kitamura, Mitsubishi Hitachi V15 D

Hiroshima/Japan and M. Kitamura, Mitsubishi Hitachi V15

PROGRAMME PROGRAMME (Subject (Subject to change) to change)

Power Systems Ltd., Yokohama/Japan

A

Power Systems Ltd., Yokohama/Japan

THURSDAY, 23 MAY 2019

12:40 Super VM12 - The new 12%Cr steel for hightemperature

applications

V16 D

08:55 O


12:40 Super VM12 - The new 12%Cr steel for hightemperature

applications

V16

08:55

V08

08:00 Registration, Welcome-Coffee

V08

08:00 Registration, Welcome-Coffee

Dr. M. Subanović, Dr.rer.nat. J. Pirón, M. Jarrar,

L

09:00 Opening

Dr. M. Subanović, Dr.rer.nat. J. Pirón, M. Jarrar,

09:00 Opening

A. Gauss and Dr.rer.nat. André Schneider, Vallourec 09:20 L

Prof. C. Leyens, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany

A. Gauss and Dr.rer.nat. André Schneider, Vallourec 09:20

Prof. C. Leyens, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany

Deutschland GmbH, Düsseldorf/Germany

V17 t

Deutschland GmbH, Düsseldorf/Germany

V17

13:05 Lunch break

D

13:05 Lunch break

A

Section Section I: Lifetime I: Lifetime Assessment, Assessment, Flexibility Flexibility

09:45

Moderator: Dr. J. Bareiß, EnBW, Stuttgart/Germany

Section III: Quality Assurance, Damages

09:45C


Section III: Quality Assurance, Damages

09:15 09:15 Impact Impact of Changing of Changing Markets Markets on Both on Operational Both Operational

Moderator: Moderator: Dr. G. Dr. Maier, G. Maier, Fraunhofer Fraunhofer IWM, IWM, Freiburg/Germany

Freiburg/Germany

Section V: W

V1 Behaviour and Component Integrity

14:00 How Eskom has managed the challenges with Boiler

Section

V1 Behaviour and Component Integrity

14:00 How Eskom has managed the challenges with Boiler

Dr. C. Wignall,

Moderator: D

Dr. C. Wignall,

V09 Water Circulation Pump cracked Pump Bowls during

Moder

V09 Water Circulation Pump cracked Pump Bowls during

Uniper Technologies Limited, Nottingham/UK

the past 5 years

10:15 L

Uniper Technologies Limited, Nottingham/UK

the past 5 years

10:15

09:40 Fatigue monitoring of a boiler recirculation pump

W. van der Westhuizen,

V18 T

09:40 Fatigue monitoring of a boiler recirculation pump

W. van der Westhuizen,

V18

V2 Dr. T. Müller, KSB SE & Co. KGaA, Frankenthal/Germany,

Dr. K. Metzger, Grosskraftwerk Mannheim AG, 14:25 Depth sizing methods of operation induced flaws with

B

Eskom, Johannesburg/South Africa

1

V2 Dr. T. Müller, KSB SE & Co. KGaA, Frankenthal/Germany,

Dr. K. Metzger, Grosskraftwerk Mannheim AG, 14:25 Depth sizing methods of operation induced flaws with

Eskom, Johannesburg/South Africa

Mannheim/Germany and S. Bergholz,

V10 automated phased array ultrasonic inspections

P

Mannheim/Germany and S. Bergholz,

V10 automated phased array ultrasonic inspections

Framatome GmbH, Erlangen/Germany

A. Marx and S. Medenbach, MuM Müller und

10.35 M

Framatome GmbH, Erlangen/Germany

A. Marx and S. Medenbach, MuM Müller und

10.35

10:05 Life assessment, maintenance and repair of welded

Medenbach GmbH, Gladbeck/Essen

V19 L

10:05 Life assessment, maintenance and repair of welded

Medenbach GmbH, Gladbeck/Essen

V19

V3 joints of pipings at high temperatures

14:50 T24-Challanges of the repair of service exposed

P

V3 joints of pipings at high temperatures

14:50 T24-Challanges of the repair of service exposed

M.Sc. R. Pohja, Lic.Tech. S. Tuurna, D.Sc. T. Hakala, V11 membrane walls

P

M.Sc. R. Pohja, Lic.Tech. S. Tuurna, D.Sc. T. Hakala, V11 membrane walls

D.Sc. A. Laukkanen, D.Sc. T. Andersson and

C. Ullrich 1 , T. Hauke 2 and P. Körner 1

10:55 A

D.Sc. A. Laukkanen, D.Sc. T. Andersson and

C. Ullrich 1 , T. Hauke 2 and P. Körner 1

10:55

M.Sc. P. Auerkari, VTT Technical Research Center of

1

VGB PowerTech Service GmbH, Essen/Germany

V20 a

M.Sc. P. Auerkari, VTT Technical Research Center of

1

VGB PowerTech Service GmbH, Essen/Germany

V20

Finland Ltd., Tampere/Finland

2

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus/Germany

o

Finland Ltd., Tampere/Finland

2

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus/Germany

10:30 Coffee break

15:15 Coffee break

D

10:30 Coffee break

15:15 Coffee break

11:00 Probabilistic Creep-Fatigue Lifetimes Assessment

15:45 Recent Damage Evaluations Austenitic Boiler Tubes

F

11:00 Probabilistic Creep-Fatigue Lifetimes Assessment

15:45 Recent Damage Evaluations on Austenitic Boiler Tubes

V4 Approach: An Example Application

V12 associated with Supercritical Plant

11:15 A

V4 Approach: An Example Application

V12 associated with Supercritical Plant

11:15

F. Kölzow, Technische Universität Darmstadt,

Dr. S. Heckmann, RWE Power AG, Essen/Germany V21 S

F. Kölzow, Technische Universität Darmstadt,

Dr. S. Heckmann, RWE Power AG, Essen/Germany V21

Darmstadt/Germany, Dr. K. Helbig, GE Power AG,

16:10 Forced Draft Fan Damages and Premature Fatigue

D

Darmstadt/Germany, Dr. K. Helbig, GE Power AG,

16:10 Forced Draft Fan Damages and Premature Fatigue

Mannheim/Germany, Dr. C. Kontermann and

V13 Fractures in Cold Air Suction Ducts

P

Mannheim/Germany, Dr. C. Kontermann and

V13 Fractures in Cold Air Suction Ducts

Prof. M. Prof. Oechsner, M. Oechsner, Technische Technische Universität Universität Darmstadt, Darmstadt,

Dr. F. Unterumsberger, Dr. F. Unterumsberger, Mitsubishi Mitsubishi Hitachi Hitachi Power Power Systems Systems

Darmstadt/Germany

Darmstadt/Germany

Europe Europe GmbH, GmbH, Duisburg/Germany

Duisburg/Germany


‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html

22


VGB WORKSHOP

MATERIALS AND QUALITY ASSURANCE

Power News

teel

ed at

sing

16:35

V14

Remaining lifetime assessment of expansion joints

in district heating grid

P. Buhl, R. Nothdurft, EnBW Energie Baden-Württemberg

AG, Stuttgart/Germany

18:45 Evening event at the ship

“Salonschiff MS Gräfin Cosel”

Riverboattrip, International Dixieland Festival, Fireworks

hosted by KSB SE & Co. KGaA, Frankenthal/Germany

11:35

V22

Inline Monitoring of Material Parameters in Additive

Manufacturing by Laser Speckle Photometry

Dr. U. Cikalova, Dr. B. Bendjus, Fraunhofer-Institut für

Keramische Technologien und Systeme IKTS,

Dresden/Germany

11:55 Discussion of presentation,

information about working groups


12.10 Lunch break

dt,

the

se

.,

chi

c

oiler

ring

with

Tubes

y

e

tems

FRIDAY, 24 MAY 2019

Section IV: Renewable Energy

Moderator: Dr. S. Heckmann, RWE Power AG, Essen/Germany

08:30

V15

08:55

V16

11:35

V22

09:20

V17

Damage Experiences in Solar Thermal Power Plants

Dr. B. Persigehl, Dr. J. Stoiber and R. Weber,

Allianz Risk Consulting GmbH, Munich/Germany

Offshore Wind Energy – Steel Structures

Dr. S. Weise and S. Dörfeldt, OWT GmbH,

Inline Monitoring of Material Parameters in Additive

Leer/Germany

Manufacturing by Laser Speckle Photometry

Lessons Learned from damages of mechanical drive

Dr. U. Cikalova, Dr. B. Bendjus, Fraunhofer-Institut für

trains of wind turbines

Keramische Technologien und Systeme IKTS,

Dr. T. Griggel and T. Gellermann,

Dresden/Germany

Allianz Risk Consulting GmbH, Munich/Germany

11:55 Discussion of presentation,

09:45 Coffee break

information about working groups


12.10 Section V: Welding Lunch break Technologies, Additive Manufacturing

Moderator: Dr. D. Dittrich, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany

13:10 10:15 Working Laser-Multi-Pass groups Narrow-Gap with practical Welding presentations of

V18 A Thick-Walled – Potentials for High Laser Temperature Beam Welding Materials of High – Temperature

140 mm alloys thick Alloy 617 occ

Processes/Systems B. Keßler, Dr. D. Dittrich, Technology/Quality Prof. B. Brenner Assurance and

Dr. Prof. D. C. Dittrich, Leyens, Fraunhofer IWS, IWS, Dresden/Germany

10.35 B – Microstructure and and Fatigue fatigue Behavior behavior of

V19 Structure Laser Welded and Defect Alloy Evaluation/High 617 occ Resolution Electron

Microscopy/Efficient Prof. M. Zimmermann, Parameter Dr. J. Kaspar, Identification R. Kühne and

Prof. M. Brenner, Zimmermann, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany

10:55 Fraunhofer Advanced IWS, concepts Dresden/Germany

for design life and residual life

V20 C assessment – Activities of and welded Potentials components of additive under manufacturing

flexible

at operation Fraunhofer applied IWS on Alloy 617occ.

Processes/Systems Dr. G. Maier, Dr. Technology/Inspection I. Varfolomeev and H. Oesterlin, Methods

Dr. Fraunhofer E. Lopez, IWM, Fraunhofer Freiburg/Germany

IWS, Dresden/Germany

14:50 11:15 Bilateral Additive exchange Manufacturing of knowledge of powdery for individual Ni-based topics

V21 with Superalloys Fraunhofer for scientists Advanced Application

Dr. E. Lopez, A. Seidel, M. Riede, F. Brückner and

15:00 End Prof. of C. the Leyens, workshop Fraunhofer IWS, Dresden/Germany

13:10 Working groups with practical presentations

A – Potentials for Laser Beam Welding of High Temperature

alloys

Processes/Systems Technology/Quality Assurance

Dr. D. Dittrich, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany

B – Microstructure and fatigue behavior

Structure and Defect Evaluation/High Resolution Electron

Microscopy/Efficient Parameter Identification

Prof. M. Zimmermann,

Fraunhofer IWS, Dresden/Germany

C – Activities and Potentials of additive manufacturing

at Fraunhofer IWS

Processes/Systems Technology/Inspection Methods

Dr. E. Lopez, Fraunhofer IWS, Dresden/Germany

14:50 Bilateral exchange of knowledge for individual topics

with Fraunhofer scientists

15:00 End of the workshop

ALL INFORMATION ARE ALSO AVAILABLE ON OUR WEBSITE

https://www.vgb.org/en/ws_materials_quality_assurance_2019.html

Fraunhofer-Institut für Werkstoff- und Strahltechnik Dresden

RAILWAY Distance Central station to IWS:

4.5 km (approx. 15 min. by taxi)

AIRPORT Distance Airport Dresden to IWS:

15 km (approx. 30 min.by taxi)

F

ALL INFORMATION ARE ALSO AVAILABLE ON OUR WEBSITE

https://www.vgb.org/en/ws_materials_quality_assurance_2019.html

ONLINE RAILWAY REGISTRATION

Distance Central station to IWS:

https://www.vgb.org/en/COR-event_page-24244.html

4.5 km (approx. 15 min. by taxi)

AIRPORT Distance Airport Dresden to IWS:

15 km (approx. 30 min.by taxi)

Contact: Mr Olaf Baumann | E-Mail: olaf.baumann@vgb.org

Ms Diana Ringhoff | Tel. +49 201 8128-232 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-material@vgb.org


23


in China, where it captured a third of the

19.3GW market. The company’s global

footprint, however, remains limited: only

5% of Goldwind’s 6.7GW were commissioned

outside China. GE came third with

5GW – six out of every ten GE turbines

were commissioned in the U.S. Both GE

and Vestas commissioned just over 3GW in

the U.S., with Vestas leading by 44MW in

the neck-to-neck race for U.S. market leadership.

Siemens Gamesa, formed in 2016 from a

merger of the wind business of German engineering

giant Siemens and the Spanish

turbine maker Gamesa, dropped from second

to fourth place, with 4.1GW commissioned

in 2018. This is 40% less than in

2017, although the tally does not include a

number of very large wind farms that are

only partially built and will not come online

until 2019.

“Chinese manufacturers rely almost solely

on their home market,” said Tom Harries,

senior wind analyst at BNEF and lead author

of the BNEF report Global Wind Turbine

Market Shares. “Of the European onshore

wind turbine makers to make the top

10, Vestas and Nordex actually commissioned

more capacity in the Americas than

in Europe. Most of Enercon’s turbines are

in Europe. Siemens Gamesa is the most diversified,

with a near equal split across Europe,

the Americas and Asia.”

“In offshore wind, it’s been a record year

for China, and we will see more growth,”

Harries continued. “Some 1.7GW of the

global 4.3GW was commissioned there. In

Europe it was a tight race between Siemens

Gamesa and MHI Vestas. GE has some projects

coming up in France, and we also expect

to see orders for their new 12MW platform.”

Total onshore wind installations in 2018

were 11.7GW in the Americas, 8.5GW in

Europe and 1GW in Africa and the Middle

East, while Asia accounted for 24.2GW.

BNEF registered new wind farms starting

full commercial operation in 53 countries.

David Hostert, head of wind research at

BNEF, said: “Last year was a bit of a mixed

picture in terms of global onshore wind installations,

with only 45.4GW commissioned.

Still, add to that 4.3GW offshore

wind and 2018 ended slightly lower than

2017. Now it is time for the manufacturers to

buckle up for two stormy years ahead: we

predict demand for around 60GW of onshore

capacity in both 2019 and 2020 with

increases in all regions. However, a lot of this

impressive-sounding volume rides on extremely

competitive pricing, add-on products

and services, and new financing models.

This will be tough to deliver for the Big

Four, let alone the smaller turbine makers.”

LLwww.bloomberg.com

Bundesregierung muss

Planungssicherheit gewährleisten

• Statement zum Abschlussbericht der

WSB-Kommission

(leag) Die LEAG nimmt das bislang kommunizierte

Ergebnis zum Entwurf des Abschlussberichtes

der Kommission für

Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung

zur Kenntnis. Eine erforderliche umfassende

Prüfung des Abschlussberichts

erfolgt zeitnah.

Der Vorstandsvorsitzende der Lausitz

Energie Bergbau AG und Lausitz Energie

Kraftwerke AG (LEAG), Dr. Helmar Rendez,

dazu: „Sollte auch nach der Prüfung

des Berichtes durch die Bundesregierung

das Ausstiegsdatum Ende 2038 sowie die

Stilllegung weiterer Kapazitäten in den

nächsten Jahren bestätigt werden, dann

würde dies unser Revierkonzept, das nach

unseren Planungen bis über 2040 hinausreicht,

ernsthaft in Frage stellen. Der von

uns eingeforderte Planungshorizont für

den Betrieb der Tagebaue und Kraftwerke

im Lausitzer Revier ist damit nicht gegeben“.

Eine noch größere Gefahr würde eine Revisionsklausel

mit Blick auf einen weiter vorgezogenen

Ausstiegstermin 2035 bedeuten,

unterstreicht Rendez. „Das würde von

vornherein jede Planungssicherheit über

2035 hinaus ausschließen. Derartige Unsicherheiten

für unser Unternehmen, unsere

Mitarbeiter und die gesamte Region wollten

wir mit dem im Jahr 2017 verabschiedeten

Lausitzer Revierkonzept vermeiden“,

sagte Rendez.

Rendez weiter: „Wir erwarten, dass im

Rahmen der am 31. Januar 2019 stattfindenden

Kanzleramtsrunde klar und deutlich

über die sich aus dem Kommissionsbericht

ergebenen Konsequenzen für das

Lausitzer Revier gesprochen wird.“

Von der Bundesregierung erwarte Rendez,

dass sie den Abschlussbericht im Lichte der

Versorgungssicherheit und der Wettbewerbsfähigkeit

der deutschen Braunkohlenindustrie

sachlich und verantwortungsvoll

prüfe und umgehend klare und verbindliche

Aussagen dazu treffe.

Zugleich zeigt sich die LEAG verwundert

über die Reaktion der Umweltverbände,

die zwar dem Abschlussbericht zugestimmt

haben, aber bereits heute den Zeitplan

zum Ausstieg aus der Kohle wieder in

Frage stellen und ankündigen weiter für

einen früheren Ausstieg zu kämpfen.

LLwww.leag.de

Kommissionsvorschläge

würden gravierende Folgen

für das Braunkohlengeschäft

von RWE haben

• Beschäftigten und Unternehmen dürfen

keine Nachteile entstehen

• RWE wird Abschlussbericht sorgfältig

prüfen

(rwe) Die Kommission für „Wachstum,

Strukturwandel und Beschäftigung“

(WSB) hat ihren Abschlussbericht vorgelegt.

Die Bundesregierung hatte die Kommission

im Sommer 2018 unter anderem

mit dem Auftrag eingesetzt, Perspektiven

für die Regionen und Arbeitsplätze aufzuzeigen,

Vorschläge zur Verfolgung der Klimaziele

im Energiesektor zu entwickeln

und ein Abschlussdatum für die Kohleverstromung

in Deutschland zu empfehlen.

RWE wird den Abschlussbericht umfassend

prüfen. Es ist erkennbar, dass die Vorschläge

der Kommission gravierende Folgen

für das Braunkohlegeschäft von RWE

haben werden. Sie können für die Politik

die Basis bilden, um Planungssicherheit zu

schaffen für Unternehmen, Beschäftigte

und Regionen. Dabei ist es wichtig, dass

den Betroffenen hieraus keine Nachteile

entstehen. Dass die Kommission eine Kompensation

für wirtschaftliche Nachteile,

die den Unternehmen durch politisch gewollte

Eingriffe in ihr Eigentum entstehen,

grundsätzlich anerkennt, ist folgerichtig.

Auch kommt die Kommission ihrem Auftrag

nach, die Interessen der von den Maßnahmen

betroffenen Beschäftigten angemessen

zu wahren.

Nichtsdestotrotz würden die Vorschläge

weitreichende Konsequenzen für die deutsche

Energiewirtschaft und insbesondere

für RWE nach sich ziehen. Der Kommissionsvorschlag

sieht vor, dass zunächst bis

2022 Braun- und Steinkohlekraftwerke

schrittweise stillgelegt werden. Die in dem

Bericht genannten Stilllegungen von

Braunkohlekapazitäten können aus Sicht

von RWE nicht ausschließlich im Rheinischen

Revier erbracht werden.

Im Rahmen der 2015 vereinbarten Sicherheitsbereitschaft*

legt RWE bis 2023 ohnehin

Braunkohlekapazitäten im Umfang von

1,5 GW still; 1,2 GW davon sind bereits vom

Netz gegangen. Bis 2030 sollen weitere

Kohlekraftwerke den Markt verlassen. RWE

geht davon aus, dass zu diesem Zeitpunkt

der Tagebau Inden und das Kraftwerk Weisweiler

(1,8 GW installierte Kraftwerksleistung)

stillgelegt werden sollen. Das von der

Kommission empfohlene Abschlussdatum

für die Kohleverstromung 2038 hält das

Unternehmen für deutlich zu früh. Deshalb

ist es vernünftig, dieses Datum im Jahr

2032 noch einmal einer umfassenden Prüfung

zu unterziehen. Dabei sollte dann

auch eine energiewirtschaftlich notwendige

Verlängerung erwogen werden.

24


Power News

Die Kommission hat eine einvernehmliche

Regelung zwischen Politik und Unternehmen

als Mittel der Wahl zur Umsetzung

ihrer Empfehlungen vorgeschlagen. Dabei

ist zu berücksichtigen, dass es zu deutlichen

Eingriffen in den Kraftwerkspark und

in das Tagebausystem kommen kann. Keine

Auswirkungen wird der Bericht hingegen

auf die derzeit laufenden Umsiedlungen

im rheinischen Revier haben, die planmäßig

fortgeführt werden. RWE hatte

frühzeitig auf die erheblichen Auswirkungen

für das Unternehmen und die Beschäftigten

hingewiesen. Das gilt für die eigenen

Mitarbeiter wie auch für viele Beschäftigte

bei Zulieferern und

Partnerunternehmen, die zum überwiegenden

Teil aus der Region kommen. Den

Wunsch der Kommission, den Hambacher

Forst zu erhalten, sieht RWE kritisch. Dies

hätte massive Auswirkungen auf die Tagebauplanung,

ihre technische Umsetzung

und die Kosten. Das Unternehmen geht

davon aus, dass die Politik das Gespräch

zu diesem Thema suchen wird.

Aus Sicht von RWE ist der Umfang der von

der Kommission geforderten Kraftwerksstilllegungen

sehr ambitioniert, zumal

Deutschland bis Ende 2022 aus der Kernenergie

aussteigt. Vor diesem Hintergrund

ist das vorgeschlagene Monitoring mit Haltepunkten

in den Jahren 2023, 2026 und

2029, das auch die Auswirkungen auf die

Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit

der Industrie beinhalten soll, folgerichtig.

Ein wichtiger Indikator hierfür

ist, ob beim Ausbau der Erneuerbaren

Energien das von der Bundesregierung avisierte

Ziel von 65 % bis 2030 erreicht wird

und der Netzausbau vorankommt.

Die Umsetzung der Kommissionsvorschläge

würde für die betroffenen Regionen einen

strukturpolitischen Kraftakt darstellen.

Das Gremium hat zur Bewältigung

dieser Aufgabe einen umfangreichen Maßnahmenkatalog

vorgelegt. Dies wäre ein

guter erster Schritt. Einen Strukturwandel

erfolgreich zu gestalten, ist allerdings eine

Aufgabe für Dekaden.

Dr. Rolf Martin Schmitz, Vorstandsvorsitzender

der RWE, erklärt: „Die Vorschläge

der Kommission haben gravierende Konsequenzen

für das Braunkohlengeschäft

von RWE. Wir werden die konkreten Folgen

für unser Unternehmen sorgfältig analysieren.

Bewertungs-maßstab muss sein,

dass mit der Politik Lösungen gefunden

werden, bei denen weder den Beschäftigten

noch dem Unternehmen Nachteile entstehen.

Wir sind verpflichtet, die Interessen

unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter

sowie unserer Anteilseigner zu

wahren. Für Gespräche stehen wir natürlich

zur Verfügung.“

*Bei der Sicherheitsbereitschaft war mit

der Bundesregierung 2015 vereinbart worden,

Braunkohle in einem Umfang von 2,7

GW vom Netz zu nehmen; allein bei RWE

betrifft dies 1,5 GW Leistung auf Basis von

Braunkohle. Mit diesem Sonderbeitrag ist

RWE damals an die Grenze dessen gegangen,

was ohne weitreichende Eingriffe in

das Tagebausystem möglich war.

LLwww.rwe.com

BDEW zum Klimaschutzbericht

Stefan Kapferer, Vorsitzender der

BDEW-Hauptgeschäftsführung, zum Klimaschutzbericht:

„Der Klimaschutzbericht zeigt einmal

mehr: Der Energiesektor liefert und hat einen

klaren Plan. Ein Baustein ist die

CO 2 -Bepreisung im ETS. Wir benötigen

auch im Verkehrs- und Wärmesektor endlich

eine CO 2 -Bepreisung. Außerdem muss

regenerativ erzeugter Strom attraktiver für

den Mobilitäts- und Wärmesektor werden.

Dafür muss die Stromsteuer gesenkt werden.

Und wir brauchen endlich eine steuerliche

Abschreibung für energetische Gebäudesanierungen,

um das gewaltige

CO 2 -Einsparpotenzial im Wärmemarkt zu

heben.“

LLwww.bdew.de

E I N L A D U N G

Mittwoch, 10. April 2019

8:00 bis 16:00 Uhr

Halle Messe

Messestraße 10

06116 Halle (Saale)

Messtechnik Steuerungstechnik Regeltechnik Prozessleitsysteme Automatisierung

Führende Fachfirmen der Branche präsentieren ihre Geräte und Systeme und

zeigen neue Trends in der Automatisierung auf. Die Messe wendet sich an

alle Interessierten, die auf dem Gebiet der Mess-, Steuer- und Regeltechnik

sowie der Prozessautomation tätig sind.

Der Eintritt zur Messe, die Teilnahme an den Fachvorträgen und der

Imbiss sind für die Besucher kostenlos.

MEORGA GmbH

Sportplatzstraße 27

66809 Nalbach

Tel. 06838 / 8960035

Fax 06838 / 983292

www.meorga.de

info@meorga.de

25


VGB WORKSHOP

FLUE GAS CLEANING 2019

22 AND 23 MAY 2019 IN GRAZ/AUSTRIA

VENUE

Hotel “Das Weitzer”

Grieskai 12-16, 8020 Graz/Austria

L hotelweitzer.com

VGB WORKSHOP

“FLUE GAS CLEANING 2019”

Graz | Austria

The workshop covers a wide range of flue gas cleaning activities,

especially with a view to the activities for meeting the

future emission limits, which are defined in the BREF-LCP process.

Therefore, the workshop starts with an overview of the existing

and forthcoming new environmental EU legislation.

The recent developments and experiences with SCR and

SNCR techniques play a major role too.

In addition plant retrofits and new developments in FGD performance

are presented as well as ESP upgrade possibilities.

At the end some information about emission measurement

techniques and experiences with flue gas condensation will

be given.

The workshop includes the visit of the

Mur Hydropower Plant Graz.

WEDNESDAY, 22 MAY 2019

10:30 Opening of the conference office / Lunch

11:55 Welcome

Andreas Wecker, VGB PowerTech, Essen/Germany

12:00 Setting up the EU legislative framework

for thermal generation

Rémi Bussac, EDF, St. Denis/France,

Hélène Lavray, EURELECTRIC, Brussels/Belgium

12:30 Flue gas treatment: from removal efficiency

to energy efficiency

David Boyer, Jérome Giralt, LAB SA, Lyon/France

13:00 Hybrid SCNR/SCR Denox System – high dust

application at a coal-fired power plant

Christian Helmreich, Andreas Anderl,

M.A.L. Umwelttechnik Wien, Vienna/Austria

13:30 Coffee Break

14:00 Operating experience with SCR direct ammonia

injection at Alliant Energy Colombia station

Thomas Gomboc, Paul Petty, Andritz Inc.,

Colombia/USA

14:30 Consideration of the transient aspects of SCR and oxidation

catalysts for faster startup emissions compliance

Chris Bertole, CORMETECH, Durham/USA

15:00 SCR catalyst management and minimizing total cost

of ownership of SCR installations

Xavier Henry, ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium

15:30 SNCR-application of the TWIN-NOx process

in large coal-fired boilers to keep pace with

new NOx emission limits

Bernd von der Heide, Mehldau & Steinfath

Umwelttechnik GmbH, Essen/Germany

16:00 Coffee Break

16:30 Use of co-benefits from FGD upgrades example:

mist eliminator replacement

Stefan Binkowski, Steinmüller Engineering GmbH,

Gummersbach/Germany


‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html

26


VGB WORKSHOP

FLUE GAS CLEANING 2019

Power News

17:00 Execution of first retrofit in Bosnia and Herzegovina:

Challenges of performance requirements

and project execution

Bernd Vollmer, Mitsubishi Hitachi Power Systems

Europe GmbH, Duisburg/Germany

17:30 Research on alternative construction

of perforated shelf

Mariola Kobylanska-Pawlitz, Jerzy Mazurek,

RAFAKO S.A., Racibórz/Poland

18:30 All participants meet in front of the hotel

Dinner at the restaurant Schlossberg


08:30 Todays and future applications of metallic materials

in lignite FGD and marine scrubbers

Volker Wahl, VDM Metals International GmbH,

Werdohl, Rolf Streib, Beratungs- u. Ingenieurbüro

Dipl.-Ing. Rolf Streib, Bocholt/Germany

09:00 Operating experience of Andritz TurboCDS system

at OG&E Sooner station

Paul Petty, Ralph Lebron, Andritz Inc., Colombia/USA

09:30 Development of the circulating fluidized bed scrubber

(CFBS) technology in 1 MW th scale pilot plant

Mariana Carvalho, Pasi Liimatainen, Vesna Barisic,

Sumitomo SHI FW, Varkaus/Finland

10:00 Coffee break

10:30 Low cost ESP upgrade for BREF compliance

Mads Kirk Larsen, FLSmidth A/S, Copenhagen/Denmark

11:00 Cost benefit assessment of various flue gas

conditioning approaches

Roger Brandwood,

Uniper Technologies Ltd., Ratcliffe-on-Soar/UK

11:30 Coffee break

12:00 Emissions and emission measurement of SO 2 , SO 3

and particulates at modern coal-fired power plants

Jan Middelkamp, DNV GL, Arnhem/The Netherlands,

Marten Kooistra, ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium

12:30 Flue gas condensation – operating experience

Folmer Fogh,

Ørsted Thermal Power A/S, Fredericia/Denmark

13:00 Lunch Break

14:00 Visit Mur Hydropower Plant Graz

17:30 End of the workshop

PRACTICAL INFORMATION

VENUE

Hotel “Das Weitzer”

Grieskai 12-16

8020 Graz/Austria

Phone: + 43 316 703-604

Fax: + 43 316 703-629

ONLINE REGISTRATION

Participants are requested to register online.

We will confirm the registration by mailing the invoice.

You will receive your ticket at the workshop office.

www.vgb.org/en/COR-event_page-24658.html

VGB PowerTech e.V.

Ms Ines Moors

POB 10 39 32

45039 Essen/Germany

Phone.: +49 201 8128 – 274

Email: ines.moors@vgb.org

ATTENDANCE

Attendance fee members: € 690.-

Attendance fee non-members: € 890.-

It is not possible to accept credit cards or currency

at the workshop office.

The attendance fee includes the workshop programme,

the participation list, the documents, coffee and

beverages, lunch buffet on 22/23 May 2019.

| ANDRITZ invites all participants arriving on

21 May 2019 for dinner in the Restaurant Landhauskeller.

| The companies

∙ Beratungs- u. Ingenieurbüro Dipl.-Ing. Rolf Streib,

∙ Lechler GmbH,

∙ SZS Engineering,

∙ Steinmüller Engineering GmbH and

∙ VDM Metals International GmbH

kindly invite the participants of the workshop for dinner

on 22 May 2019 in the Restaurant Schlossberg.

| Hadek Protective Systems B.V. kindly

sponsors a coffee break.

ONLINE REGISTRATION

www.vgb.org/en/COR-event_page-24658.html

Contact: Ms Ines Moors | Tel. +49 201 8128-274 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-flue-gas@vgb.org


27


Debriv: Mehr Schonung

für das Klima - Weniger

Sicherheit für die Versorgung

• Braunkohlenförderung 2018 deutlich

zurückgegangen

• CO 2 -Ausstoß gesunken

Die Braunkohlenförderung im Rheinland,

der Lausitz und im mitteldeutschen Revier

sank 2018 insgesamt um etwa 3 Prozent

auf rund 166 Millionen Tonnen (Mio. t).

Nach vorläufigen Berechnungen des Deutschen

Braunkohlen-Industrie- Vereins (DE-

BRIV) wurden durch den Rückgang bei

Förderung und Verwendung insgesamt

etwa 5 Mio. t CO 2 eingespart. Damit leistete

die Braunkohle auch 2018 einen mengenmäßig

bedeutenden Beitrag zur Senkung

des nationalen CO 2 -Ausstoßes.

Einen wesentlichen Anteil am Rückgang der

CO 2 -Emissionen aus Braunkohle hatte die

Überführung weiterer Kraftwerksblöcke in

die Sicherheitsbereitschaft. Nachdem bereits

seit 2016 bzw. 2017 die Kraftwerke

Buschhaus und Frimmersdorf (insgesamt

gut 900 Megawatt (MW)) die Sicherheitsbereitschaft

leisten, gingen zum 1. Oktober

2018 zwei Blöcke des Kraftwerks Niederaußem

im Rheinland (knapp 600 MW) sowie

ein Block des Kraftwerks Jänschwalde in

der Lausitz (465 MW) vom Netz. 2019 folgen

zwei weitere Anlagen. Durch die Überführung

von insgesamt 2730 MW Nettoleistung

in die Sicherheitsbereitschaft wird der

Braunkohleneinsatz zur Stromerzeugung in

Deutschland bis 2020 insgesamt um etwa

13 Prozent zurückgehen. Die CO 2 -Emissionen

aus der Braunkohlenstromerzeugung

werden damit bis 2020 um etwa 19

Mio. t niedriger sein.

„Die klimapolitisch gewünschte Minderung

des CO 2 -Ausstoßes wird allerdings

von energiewirtschaftlichen Risiken und

Nachteilen begleitet, die im abgelaufenen

Jahr besonders deutlich zu Tage traten,“

erklärte der DEBRIV-Hauptgeschäftsführer

Dr. Thorsten Diercks. In der langen Hitzeund

Dürreperiode des vergangenen Sommers

leisteten die Braunkohlenkraftwerke

einen soliden und verlässlichen Beitrag zur

Sicherung der Stromversorgung. Wetterbedingt

unterlag die Stromerzeugung aus

Windenergie im Sommer deutlichen Einschränkungen

und PV-Anlagen konnten

hitzebedingt weniger Leistung bereitstellen.

Kraftwerke, die ihr Kühlwasser aus

Oberflächengewässern entnehmen, mussten

ihre Kapazität deutlich herunterfahren

und das Niedrigwasser in den Flüssen erschwerte

die Brennstoffversorgung verschiedener

Anlagen. Da Braunkohlenkraftwerke

standortnah mit Brennstoff versorgt

und mit Sümpfungswasser aus den Tagebauen

gekühlt werden, war ihr Betrieb zu

keinem Zeitpunkt gefährdet oder eingeschränkt.

Der Betrieb der Braunkohlenkraftwerke

stärkte auch 2018 nicht nur die

nationale Versorgungssicherheit. In mehreren

Nachbarländern konnten geplante

oder ungeplante Stillstände bei der Stromerzeugung

durch Importe von deutschem

Strom auch aus Braunkohle aufgefangen

werden.

Die besondere Entwicklung des vergangenen

Jahres macht deutlich, so der DEBRIV,

dass die Stromerzeugung aus Braunkohle

erhebliche Relevanz für die Sicherheit der

deutschen und europäischen Stromversorgung

hat. Ein vorzeitiger oder überhasteter

nationaler Ausstieg aus der Braunkohlenstromerzeugung

gefährdet die Versorgungssicherheit

in Deutschland und Europa,

solange der erforderliche Netzausbau

ausbleibt und die Speicherung hinreichend

großer Strommengen nicht möglich ist.

Der DEBRIV rechnet auch in den kommenden

Jahren mit weiteren Reduzierungen

bei der Verstromung heimischer Braunkohle.

Die Entwicklung folgt den Vorgaben des

europäischen Emissionshandelssystems,

wonach die Menge kostenpflichtiger Emissionszertifikate

jährlich abnimmt. Nach

den Planungen der Unternehmen wird die

Stromerzeugung aus Braunkohle in

Deutschland in den 2040er Jahren enden.

Ein vorzeitiger Ausstieg führt unweigerlich

zu schweren Strukturbrüchen mit massiven

Verlusten an Beschäftigung und Wertschöpfung

in den Bergbauregionen, warnt

der DEBRIV.

• www.braunkohle.de

Publications

Zeitstandverhalten von

metallischen Werkstoffen Leitfaden

zur thermisch-mechanischen

Beständigkeit von Eisen-,

Nickel- und Kobaltlegierungen

für Konstrukteure

• Ulrich Brill

336 Seiten. Hardcover

€ 149,00 | E-Book inside, incl. Excel-Tool

ISBN 978-3-446- 45531-3

Leitfaden für alle Konstrukteure im Bereich

von Hochtemperaturanwendungen

Dauerhafte Hitzeeinwirkung macht Metalle

mürbe. Wenn Stähle oder Hochtemperaturlegierungen

auf Dauer bei mehr als

40 % ihres Schmelzpunktes belastet werden,

gelten völlig andere Haltbarkeitsdaten

als bei Raumtemperatur. Die mechanischen

Eigenschaften werden zeitabhängig

und die in den üblichen Nachschlagewerken

verfügbaren Festigkeitswerte können

nicht mehr verwendet werden. In der Industrie

werden Metalle im Hochtemperaturbereich

eingesetzt. Das Problem der

Konstrukteure solcher Anlagen besteht darin,

zuverlässige Daten für die mechanische

Auslegung zu finden. Dieses Buch

schafft erstmals Abhilfe. Es liefert:

• ein Nachschlagewerk mit Zeitstanddaten

von 199 Fe-Basis-, 77 Ni-Basis- und

23 Co-Basis-Legierungen mit erläuternden

Informationen zu mechanischen Eigenschaften

bei hohen Temperaturen

• Methoden zur Ermittlung von

Zeitstanddaten und deren Inter- und Extrapolation

• Hinweise zum Auftreten von Kriechschädigungen

bis hin zum Zeitstandversagen

• Diagnostik und Reparaturmöglichkeiten

von Kriechschäden

• ein MS Excel-Berechnungstool, das bei

der Auswahl der geeigneten Legierung

für den jeweiligen Anwendungsfall unterstützt.

Dieses Werk schließt eine große Lücke,

denn es enthält erstmals umfassende temperaturabhängige

Zeitstanddaten. Der Autor

verknüpft eigene Untersuchungen mit

allen verstreut verfügbaren Datenquellen

und destilliert daraus einen unverzichtbaren

Leitfaden für alle Konstrukteure im Bereich

von Hochtemperaturanwendungen.

Prof. Dr.-Ing. habil. Ulrich Brill hat mehr

als 30 Jahre in der NE-Metallindustrie und

in der Stahlindustrie gearbeitet. Er ist heute

noch Mitglied des Vorstandes des Hauses

der Technik e. V. in Essen und hat eine

Professur an der RWTH Aachen inne. Über

sein Büro 3W für Fragen zu Werkstoffentwicklung,

-einsatz und -versagen nutzt er

seine berufliche und wissenschaftliche Erfahrung

zur Unterstützung von Industriekunden

rund um das Thema Werkstoffe.

LLwww.hanser-fachbuch.de

28


Power News

InfOrmATIOnSSIChErhEITSmAnAGEmEnTSySTEmE

nach dem IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Abs. 1b EnWG i.V.m. ISO/IEC 2700x

für Betreiber von zertifizierungspflichtigen Energieerzeugungsanlagen

ZIEL

Durch unseren eintägigen Workshop erlangen Sie praxisnahes

Basiswissen auf dem Gebiet der Informationssicherheit

im Kraftwerksumfeld. Sie lernen die grundlegenden

Inhalte und Ziele des IT-Sicherheitskataloges

gemäß § 11 Abs. 1b EnWG sowie die Inhalte und

Ziele der internationalen Normenreihe ISO/IEC 2700x

kennen und sind in der Lage, beim Aufbau eines

Informationssicherheitsmanagementsystems (ISMS) unterstützend

mitzuwirken.

ZIELGRUPPE

IT- und Information Security Fachleute aus Kraftwerken,

die sich mit Informationssicherheit auseinandersetzen und

am Aufbau des ISMS unterstützend mitwirken bzw. auf die

Zertifizierung vorbereiten.

REfERENTEN

Prof. h.c. (IUK) PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw.

Stefan Loubichi

MCSE-MCDBA-MCAD-CCNA / Leitender Auditor ISO 27001

Prüfer nach § 8a BSI-Gesetz

Dipl.-Ing. Andreas Lemke

Leiter der Zertifizierungsstelle GUTcert GmbH

DATEN UND fAKTEN

Termin 10. April 2019

Zeit 8.30 - 17.00 Uhr

ort Simulatorzentrum KSG|GfS

Deilbachtal 173 | 45257 Essen

Termin 14. Mai 2019

Zeit 8.30 - 17.00 Uhr

ort GUTzert GmbH

Eichenstraße 3b | 12435 Berlin

Gebühr

900,00 € zzgl. MwSt.

inkl. Schulungsunterlagen und Verpflegung

675,00 € zzgl. MwSt.

inkl. Schulungsunterlagen und Verpflegung

für VGB Mitglieder, Bestandskunden GUTcert

INHALT

▪ Die (zertifizierungsrelevanten) Inhalte des IT-Sicherheitskataloges

nach § 11 Abs. 1b EnWG

Gesetzesgrundlage, aktuelle Lage der Bedrohung,

Anforderungen des IT-Sicherheitskataloges,

Anforderungen gemäß ISO/IEC 2700x

▪ Allgemeine Verfahrensregeln bei der Zertifizierung

gemäß § 11 Abs. 1b EnWG

Bestimmung und Abgrenzung des Geltungsbereichs,

Angaben in der Datenerfassung - Einflussfaktoren

für den Auditaufwand, einzureichende Unterlagen,

Zeitlicher Ablauf von der Anfrage bis zum Zertifikat

▪ Implementierung eines Informationssicherheitsmanagementsystems

für Kritis-Energieerzeuger

Projektplan zur Implementierung eines ISMS für

KRITIS-Energieerzeuger, zu erstellende Nachweise

in Sachen IT-Sicherheitskatalog, zu erstellende

Nachweise in Sachen ISO/IEC 2700x

▪ Inhaltliche Anforderungen bei der Zertifizierung nach

dem IT-Sicherheitskatalog nach § 11 Abs. 1b EnWG

Risikomanagement: Bewertung und Behandlung,

Umsetzung Zonenkonzept, Asset Kategorien,

Asset Kategorien, SoA: Ausschließbare controls,

SoA: Ausschließbare controls, internes Audit und

Managementreview

NocH fRAGEN?

Ansprechpartner Herr Peter Lasch

Telefon 0201 4862-169

E-Mail

p.lasch@ksg-gfs.de

ANmELDUNG UND REcHTLIcHE HINwEISE

unter: http://simulatorzentrum.de/

workshop-isms/

KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH

IT-Bereich zertifiziert nach

DIN EN ISO/IEC 27001:2017

Zertifiziert nach

DIN EN ISO 9001

Deilbachtal 173 · 45257 Essen · Telefon 0201 4862-0 · Telefax 0201 4862-298 · www.simulatorzentrum.de 02|2019

29

Branchentermine kompakt VGB PowerTech 3 l 2019

Instandhaltung von

Wärmeübertragern

Schäden - Schadenserkennung -

Schadensbehebung - Vorbeugung

• Prof.Dr.-Ing. Markus Reppich (Hrsg.)

2., überarbeitete Auflage 2019.

338 Seiten mit zahlr. Abbildungen und

Tabellen. PP PUBLICO Publications

ISBN 3-934736-40-8. Kartoniert € 58,--

Die vorliegende zweite Auflage dieses

Fachbuchs wurde inhaltlich grundlegend

überarbeitet und unter Berücksichtigung

technologischer Innovationen im Bereich

der Wärmeübertragertechnik aktualisiert.

Inhaltliche Schwerpunkte bilden praxisorientierte

Informationen über die Entstehung,

die Erkennung, die Vorbeugung und

die Beseitigung von Schäden an Wärmeübertragern.

Das Buch konzentriert sich hierbei auf die

beiden marktbeherrschenden Apparatetypen,

den Rohrbündel- und den Plattenwärmeübertrager.

Zunächst wird im ersten

Kapitel die Vielfalt möglicher Schadensursachen

an Wärmeübertragern aufgezeigt.

Es werden sowohl allgemeine als auch apparatespezifische

Ursachen erläutert.

Anhand zahlreicher Beispiele werden typische

Schadensfälle beschrieben.

Das zweite Kapitel stellt sowohl bewährte

als auch innovative Verfahren der Schadenserkennung

vor. Diese Verfahren kommen

größtenteils innerhalb der Apparatefertigung

zum Einsatz. Moderne Methoden

wie die Ultraschallprüfung eignen sich

aber auch für den mobilen Einsatz während

des Betriebes.

Der Schadensvorbeugung durch verschiedene

Beschichtungstechnologien von Wärmeübertragerflächen

ist das dritte Kapitel

gewidmet. Die Instandhaltung von Plattenund

Rohrbündelapparaten sowie von

Kühltürmen durch geeignete Maßnahmen

zur Schadensbehebung und zur Reinigung

bildet den Inhalt des vierten Kapitels. In

diesem Kapitel steht die effiziente Planung

und Durchführung von Instandhaltungsmaßnahmen

zur Verkürzung von Stillstandszeiten

und zur Erhöhung der Anlagenverfügbarkeit

im Vordergrund.

LLwww.pp-publico.de

Branchentermine

kompakt

Gestiegene Internationalität

und mehr Entscheider: E-world

energy & water festigt Position als

Leitmesse der Energiewirtschaft

Einen beeindruckenden Blick in die Zukunft

der Energieversorgung bot die E-

world energy & water. 780 Aussteller –

eine neue Bestmarke – aus 26 Nationen

präsentierten auf Europas Leitmesse der

Energiewirtschaft den erneut über 25.000

Fachbesuchern ihre innovativen Produkte

und Dienstleistungen. In der Messe Essen

wurde dabei deutlich: Die Digitalisierung

eröffnet der Branche ganz neues Entwicklungspotenzial.

Intelligente Lösungen vernetzen

die Energieversorgung ganzer

Quartiere, steuern ressourcenschonend

den Stromverbrauch der Haushalte und

stärken die Infrastruktur der Elektromobilität.

Zahlreiche Entscheider aus Politik,

Wirtschaft und Verbänden nutzten die

drei Messetage der E-world, um sich über

die bestimmenden Themen der Branche

auszutauschen, neue Kontakte zu knüpfen

und wertvolle Informationen zu gewinnen.

„Europas Leitmesse der Energiewirtschaft

hat erneut unterstrichen, dass sie der ‘Place

to be’ für die gesamte Branche ist. Das

zeigt auch der hohe Anteil der internationalen

Besucher, der um zehn Prozent höher

lag als im Vorjahr. Besonders freut

uns, dass wir erneut mehr Entscheider begrüßen

konnten. Vier von fünf E-world-Besuchern

haben eine Leitungsfunktion

inne, das spiegelt die Bedeutung der Fachmesse

bestens wider”, so Oliver P. Kuhrt,

Geschäftsführer der Messe Essen. Dr. Niels

Ellwanger, Vorstand der con|energy

ag: „Mit 780 Unternehmen präsentierten

sich so viele Aussteller auf der E-world wie

niemals zuvor. Alle wichtigen Player der

Energiewirtschaft waren vertreten. Gemeinsam

mit zahlreichen Start-ups, Verbänden

und Institutionen zeigten sie unter

den Leitmotiven ‚Smart Cities‘ und

‚Climate Solutions‘ innovative Lösungen,

die die Energieversorgung von morgen

maßgeblich beeinflussen werden.“

Wertvolle Kontakte für Start-Ups

zu potentiellen Investoren

Viele dieser zukunftsweisenden Lösungen

für die Energiebranche werden von

jungen Firmen und Start-ups entwickelt.

90 von ihnen präsentierten sich auf der E-

world im Ausstellungsbereich “Innovation”

der Fachwelt. Firmengründer und Wissenschaftler

bekamen hier wertvolle Unterstützung

bei der Suche nach Investoren.

In über 1.200 Speeddatings konnten

Firmengründer und Forschungseinrichtungen

in jeweils Acht-Minuten Slots Unternehmen

sowie andere Stakeholder für

ihre Projekte begeistern und Kooperationen

initiieren.

E-world als Think-Tank der Energiebranche

Die Besucher der E-world stammten vor

allem von Energieversorgungs- unternehmen,

Dienstleistern und Stadtwerken. Ihr

besonderes Interesse galt dabei Energiedienstleistungen,

Informationstechnologie

und dem Energiehandel. Mit einem

informativen Rahmenprogramm, fachlichen

Diskussionen und thematischen Vorträgen

erwies sich die E-world erneut als

Think-Tank der europäischen Energiebranche.

Im Messe-Kongress gab es zehn

hochkarätig besetzte Panels – unter anderem

mit Vertretern des Bundeswirtschaftsministeriums,

der Bundesnetzagentur,

EWE, E.ON, Google Germany und

RWE.

Am ersten Messetag informierten sich

beim Fachkongress Zukunftsenergien der

EnergieAgentur.NRW über 500 Teilnehmer

zum Leitthema „Energiesystem, Industrie

und Städte der Zukunft im Fokus”.

Gut besucht waren zudem die vier thematischen

Foren „Smart Tech“, „Energy Transition“,

„Innovation“ und „Trading & Finance“

direkt auf der Messefläche. Erstmals

war die E-world Gastgeber des Glasfaserforums.

Hier sprachen Referenten aus Politik,

Fachverbänden und bereits erfolgreich

im Glasfaserausbau aktiven Stadtwerken

über die Chancen des Geschäftsfeldes

Breitband in Deutschland.

LLwww.e-world-essen.com

DIAM+DDM – mit Schwung

ins Messejahr 2019

(diam) Die Premiere der DIAM/DDM im

mitteldeutschen Chemiedreieck steht vor

der Tür. Damit geht für alle Beteiligten eine

lange Phase der Vorbereitung zu Ende.

In Summe werden sich 120 Aussteller im

ausverkauften GLOBANA Trade Center auf

der DIAM/DDM im März präsentieren.

In Bochum 2019 werden

Rekordzahlen erwartet

2019 ist ein DIAM/DDM-Jahr – diesmal

umso mehr, da die bewährte Doppelmesse

für Industriearmaturen und Dichtungen

bereits am 13./14. März in Schkeuditz bei

Leipzig als auch am 9./10. Oktober wiederum

am Gründungsort Bochum stattfindet,

wo sie sich als absoluter Branchentreff im

Messekalender etabliert hat.

Unterstrichen wird dies durch neue Rekordzahlen,

die der Veranstalter, die

MT-Messe & Event GmbH, aktuell mitgeteilt

hat: Die Ausstellerzahl in der Ruhrgebietsstadt

von inzwischen über 200 hat

sich damit in den letzten Jahren mehr als

verdoppelt. Zusätzlich wurde die Messefläche

um 2.739 Quadratmeter auf eine Gesamtfläche

von 8.802 Quadratmetern vergrößert.

Dadurch können nun die neuesten

30


thermprocess.de

Branchenterminekompakt tbwom.de

Produkte aus den Bereichen Industriearmaturen

und Dichtungen in der Bochumer

Jahrhunderthalle erstmals gemeinsam auf

einer Ebene präsentiert werden.

Einer der Gründe für den Erfolg der DIAM/

DDM ist die nationale Ausrichtung, die von

den meisten Ausstellern sehr geschätzt

wird. Ein weiterer Grund sind die beliebten

All-Inklusive-Pakete für Aussteller, die

auch weiterhin fester Bestandteil des Messekonzeptes

sind.

Für alle Besucher der Messe steht wieder

das in die Messe integrierte Vortragsforum

bereit, das erneut mit der Fachzeitschrift

Industriearmaturen + Dichtungstechnik

aus dem Vulkan-Verlag organisiert wird.

Auch dieses erstmalig von DIAM und DDM

gemeinsam durchgeführte Forum ist für

alle Teilnehmer der beiden Messen kostenfrei.

LLwww.diam.de

51. Kraftwerkstechnisches

Kolloquium

• 22. und 23. Oktober 2019

Dresden

Seit nunmehr 51 Jahren richtet die Technische

Universität Dresden das Kraftwerkstechnische

Kolloquium aus. Es hat

sich zu einer wissenschaftlich-technischen

Konferenz mit jährlich etwa 900 Teilnehmern

mit starkem Anteil aus der Industrie

- zunehmend auch international - entwickelt.

Themenschwerpunkte der Veranstaltung

2019 sind:

• Neubau- und Pilotprojekte in der Kraftwerkstechnik

• Verbrennung und Dampferzeuger

• Kernenergetische Systeme

• Energiemaschinen

• Prozesssimulation, Messtechnik und Digitalisierung

• Integration regenerativer Energieträger

• Netze

• Betrieb und Instandhaltung

• Weitere Informationen stehen online

untert

LLwww.kraftwerkskolloquium.de

worldwide

Metals

EFFICIENT PROCESS SOLUTIONS

12. INTERNATIONALE FACHMESSE UND

SYMPOSIUM FÜR THERMOPROZESSTECHNIK

Neue Werkstofflösungen durch

Wärmebehandlung

Die THERMPROCESS mit Symposium deckt alle

Geschäfts felder rund um industrielle Thermo prozessanlagen

ab – mit Neuheiten und Innovationen aus

den Bereichen Industrieöfen, Wärmeerzeugungsanlagen

und thermische Verfahrenstechnik.

Plattform für Know-how-Transfer

Vorträge zu den neuesten Entwicklungen aus

Wissen schaft, Forschung und Industrie ergänzen

die Ausstellung.

Willkommen in Düsseldorf!

Messe Düsseldorf GmbH

Postfach 10 10 06 _ 40001 Düsseldorf _ Germany

Tel. +49 211 4560-01 _ Fax +49 211 4560-668

www.messe-duesseldorf.de

31

„Autonomes Fahren“ der VE-Anlage VGB PowerTech 3 l 2019


Künstliche Intelligenz (KI) in der VE-Produktion

Dieter Mauer

Abstract



When planning a new DI-plant, the goal is more

and more the deserted plant. At the same time,

laboratory skills are reduced as much as possible.

This discrepancy can only be counteracted if

the system itself is in a position to analyse itself,

to recognise fault states itself, to specify the exact

location and origin of the fault and, in the

best-case scenario, to even provide the operator

with suggested solutions and recommended actions.

This is precisely the task of the new MionTec

analysis system, which will be presented in this

paper. It bases on methods of the Artificial Intelligence

and can determine with very few measured

data complex predictions of the system

behaviour with regard to each individual stage

of the DI-plant. It predicts conductivity and pH

after each stage and shows them in a graphical

form similar to the one the operator of its PCS is

accustomed to.

The objective is a system, which, together with

the measurement data of the PCS, compares

prediction and reality in detail and from this

identifies aging, component errors and deviations

as automatically as possible and announces

them to the operator.

The autonomous repair is probably still a vision,

but the regular adjustment of the regenerant

consumption on the actual needs is already

possible!

l

Autor

Dr. Dieter Mauer

MionTec GmbH

Leverkusen/Deutschland

Die autonome Reparatur ist wohl wirklich

Vision, aber die regelmäßige Justierung

des Regeneriermittelverbrauches auf die

tatsächlich notwendigen Mengen ist schon

jetzt möglich!

Die Motivation: Die VE-Anlage

kränkelt

Früher: Kompetenz vor Ort

Viele von uns kennen noch die Zeit, in der

VE-Anlagen personalmäßig so gut ausgestattet

waren, dass selbst Handbetrieb

noch möglich war oder der Laborchemiker

die Anlagendaten permanent nachgemessen

hat und Fehler frühzeitig auffielen.

Meist wurden bei Fehlern schnell Lösungen

gefunden, um die Anlage weiter produzieren

zu lassen.

Heute: Kompetenz wird von extern geholt

In den letzten Jahren hat sich die Personalausstattung

in diesen Anlagen stark verringert.

Ein Abweichen vom Normalbetrieb

wird oft über lange Zeiten übersehen oder

es werden auch Änderungen an den Anlagen

durchgeführt, die im günstigsten Fall

nur als unüberlegt bezeichnet werden können.

Wenn dann offenbar wird, dass die Anlagen

nicht mehr günstig oder zuverlässig

produzieren, ist meist eine Analyse durch

externe Fachleute notwendig, um die aufgelaufenen

Fehler zu identifizieren und

möglichst auch zu korrigieren. Diese Anlagenbegutachtungen

sind in der Regel zielführend,

werden aber nur beauftragt,

wenn schon schlimme Fehlzustände offenbar

wurden.

Zukünftig: Die menschenleere Anlage –

Und nun?

Bei heutigen Neuplanungen besteht fast

grundsätzlich die Anforderung, die Anlage

menschenleer und vollautomatisch betreiben

zu können. Hintergrund ist das dafür

bereits vorgesehene völlige Fehlen von

Fachpersonal vor Ort.

Es stellt sich dann die Frage, wer die Anlage

noch überwacht und optimale Regenerationseinstellung

vornehmen kann und

wie Fehlzustände oder auch nur Folgen

von bestimmungsgemäßer Alterung erkannt

werden sollen.

An dieser Stelle kommt nunmehr eine neue

Idee zum Tragen. Hintergrund ist die Zielsetzung,

dass sich die Anlage selbst überwacht,

permanent selbst diagnostiziert

und bei Abweichungen vom Sollzustand

möglichst umgehend eine Meldung absetzt

und gleichzeitig auch bereits eine Zusatzinformation

über den Ort und die Herkunft

des Problems bereithält. Ebenso sollte ein

solches Werkzeug in der Lage sein, bestimmungsgemäße

Alterungsfolgen zu quantifizieren

und von echten Fehlern zu trennen.

Das vorrangige Ziel ist also die Erhöhung

der Betriebssicherheit. Gleichzeitig wäre es

auch schön, den häufigen und teuren Fehler

der falschen Regeneriermitteleinstellung

durch entsprechende kostenoptimale

Vorschläge zu verhindern.

Die künstliche Intelligenz hat es

vorgemacht: Bottom-Up-Lernen

Mustererkennung in großen Datenmengen

Am Anfang der Entwicklung des Mi-Vision-

Systems stand unsere Messdatenerfassung

an zahlreichen VE-Anlagen in der Vergangenheit.

Viele Daten wurden zusammengetragen

und empirisch dargestellt. Im Laufe

der Jahre ergaben sich entsprechende

musterhafte Verhaltensweisen im Anlagenverhalten,

die in früheren Veröffentlichungen

[1, 2] bereits beschrieben wurden.

Gleichzeitig haben wir anhand von zahlreichen

Harzmusteruntersuchungen quantifizierbare

Aussagen über das Alterungsverhalten

verschiedener Harztypen ermittelt

[1, 2].

Fehlersuche durch Vergleich mit

bekannten Mustern

Eine Fehlersuche in zur Analyse anstehenden

Anlagen erfolgte vorrangig durch grafischen

Vergleich von gemessenen Kurven

oder Zahlendaten.

In der KI wird diese Art der Mustererkennung

und die Zuordnung eines „Normalverhaltens“

als Deep-Learning oder Bottom-Up-Learning

bezeichnet.

Finale des Bottom-Up: Erkennen der

Gesetze und Gleichungen hinter den

Mustern

Diese Strategie war erst eine Zwischenstation,

nicht das Ziel. Sie bildete aber die Da-

32



tenbasis, mit der wir dann die chemischphysikalischen

Hintergründe ermitteln

und errechnen konnten. Auch dies ist bereits

veröffentlicht [3, 4, 5].

Wenn Messwerte nachrechenbar sind, können

wir sie auch vorhersagen. Aus dieser

simplen Schlussfolgerung erfolgte dann

der Schritt, über ein Software-basiertes

System eine ausreichend präzise Vorhersage

der Anlagenmesswerte an verschiedenen

Stellen der Anlage zu ermöglichen.

Daraus ergaben sich sehr schnell noch einige

weitere sehr leistungsfähige Fähigkeiten.

Dies wird im nächsten Kapitel detaillierter

beschrieben.

Der Weg in die Zukunft: Top-

Down-Synthese mit KI

In diesem Kapitel werden die notwendigen

Schritte aufgeführt, die wir zum Mi-Vision-

System kombiniert haben. Zuerst steht dabei

immer die analytische Seite, also die

Diagnose des Zulaufes. Mit deren Hilfe

prognostiziert das System das Verhalten

der VE-Straße und damit besteht dann die

Möglichkeit, die Ergebnisse der Diagnose

auch zur Beeinflussung der Anlagensteuerung

mit zu verwenden. Dieser rückwirkende

Eingriff ist natürlich optional und

dessen Ergebnisse können auch als Zwischenschritt

manuell verglichen werden.

Online-Ermittlung der Zulauf-

Wasserqualität

Eine entscheidende variable Größe in der

VE-Anlage ist eine schwankende Rohwasserqualität.

Dies können jahreszeitliche

Schwankungen oder auch unterschiedlich

wählbare Brunnen sein. Auch unterschiedliche

Kondensatbeimischungen verändern

die Rohwasserkonzentration. Dabei handelt

es sich um zwei verschiedene Variationen.

Die erstere betrifft sowohl den Gesamtsalzgehalt

(TDS oder Kationensumme)

als auch das Verhältnis zwischen

Mineralsäureanionen (FMA) und Hydrogencarbonat

(HCO – 3 ). Die Kondensatbeimischung

alleine ist einfacher, da nur der

TDS variiert, aber der relative HCO – 3 -Anteil

an den Anionen nicht. Es handelt sich

ja nur um eine variable Verdünnung.

Eine für die beabsichtigten Zwecke nutzbare

Messung der Wasserqualität muss allerdings

beiden Variationen Rechnung tragen

können. Hierzu stehen zwei online-Methoden

zur Verfügung: Zum einen ist es der

Quotient der Leitfähigkeit vor und der

nach Kationenaustauscher [3, 4, 5], eine

Methode für zweistraßige Anlagen. Ebenso

funktioniert die Messung der Rohwasser-

Leitfähigkeit sowie eine online-Titration

des +m-Wertes über ein Zweigleichungssystem.

Letzteres ist bei Großanlagen mit

vielen parallelen Straßen kostengünstiger

zu realisieren. Beide Methoden liefern jedoch

gleichermaßen die drei entscheidenden

Größen TDS, FMA und HCO – 3 :

Q01

LF

Q02

LF

KAT

(TDS)

SiO 2

HCO 3

FMA

Bild 1. Ermittlung der 4-Quadranten-Daten aus

dem Leitfähigkeits-Quotienten über KAT.

Für die Ermittlung der Beladung der Einzelstufen

in der VE-Straße sind prinzipiell

nach dem 4-Quadranten-Modell [5] der

TDS, FMA und HCO 3

–

sowie Kieselsäure

(SiO 2 ) und der Schlupf des Rieselers völlig

ausreichend (B i l d 1 ). Der Rieselerschlupf

ist in den allermeisten Fällen ein

konstanter Wert, der abgeschätzt oder einmalig

nachgemessen wird. Die SiO 2 kann

im Rohwasser oft als weitgehend konstanter

Wert ermittelt werden und wird dann

über die gemessene Leitfähigkeit im Rohwasser

linear mitskaliert. Es ist daher

zweckmäßig, die SiO 2 in der Einheit ppm/

(100 µS/cm) anzugeben. Über die Messung

der Rohwasser-Leitfähigkeit wird

dann der aktuell zulaufende Wert ermittelt.

Die Methode der Zuteilung der 4-Quadranten-Darstellung

der Wasseranalyse auf die

verschiedenen Stufen der VE-Straße ist in

(5) beschrieben. Am Ende dieses Rechenschrittes

stehen also die individuellen Zulaufkonzentrationen

der bis zu vier Einzelstufen

der VE-Straße.

mathematische

Durchbruchskurvensimulation

Bild 2. Vereinfachte Darstellung verschieden

steiler Durchbruchskurven.

Simulation von Durchbruchskurven

Der nächste wesentliche Schritt ist die Berechnung

von Durchbruchskurven

(B i l d 2 ). Hier wird ein mathematisches

Modell nach Thomas-Reynolds vorgeschlagen,

welches eine einfache Anpassung auf

verschiedene kinetisch bedingte Durchbruchssteilheiten

erlaubt und gleichermaßen

die Kurvenform von tatsächlich beobachteten

Durchbruchsprofilen annähert.

Hier kommt es auf die möglichst reale Kurvenform

bei Schlupfwerten von wenigen %

an.

Entscheidend sind die Eigenarten, dass das

Maximum dieser Kurven bei 1 liegt und die

X-Achse relativ zur errechneten Nutzbaren

Kapazität (NK) für diesen Einsatzfall dargestellt

ist. Mit Hilfe dieser Kurvenwerte

multipliziert mit der Zulaufkonzentration

aus dem vorigen Kapitel kann dann die

wahre Konzentration der einzelnen Bestandteile

der Wasseranalyse in Abhängigkeit

vom Beladefortschritt der individuellen

Harzstufen errechnet werden.

Im Mi-Vision System sind insgesamt 5 solche

Durchbruchskurven vorgesehen, da

–

die gemischtbasische Stufe für die HCO 3

auf dem starkbasischen Kapazitätsanteil

und die FMA-Anionen auf dem schwachbasischen

Kapazitätsanteil eigene und unterscheidbare

Durchbrüche zeigen, deren

Verhältnis vom Quaternierungsgrad der

Harztypen abhängt. Diese beiden Teilkapazitäten

lassen sich bei der Inbetriebnahme

auf den verwendeten Harztyp anpassen.

Des weiteren sind bei Durchbruch durch

die schwachen Stufen die dann immer stärker

schlupfenden Konzentrationsanteile

als zusätzliche Belastung der noch folgenden

starken Stufen mit berücksichtigt. Dies

führt zu dem die Realität gut wiedergebenden

Verhalten der im Verlauf der Beladung

steigenden Beladegeschwindigkeiten der

starken Stufen (vgl. auch B i l d 4 ).

Verfolgung der Beladung je Stufe,

Errechnung des Regeneriermittelbedarfs

Die Durchbruchsprofile und deren Reihenschaltung

über schwache und starke Stufen

enthalten Informationen über die von

einer individuellen Stufe aufgenommenen

Anteile der Wasseranalyse in Abhängigkeit

vom Beladefortschritt. Durch Multiplikation

mit dem am System angeschlossenen

Messwert des Volumenstroms der Anlage

wird dann das Integral über dt als Beladung

je Einzelstufe gebildet. Dadurch ergeben

sich 4 Säulen, die von 0 steigend die

Beladung jeder Stufe darstellen (B i l d 3 ).

Sowohl absolute als auch relative Säulendarstellungen

sind möglich. Die relative

Beladung ergibt sich aus der absoluten Beladung

durch Einbeziehung des Harzvolumens

und der vorab berechneten maximal

möglichen Nutzbaren Kapazität (NK) je

Stufe. Die Letzteren sind übrigens die einzigen

ingenieurmäßigen Berechnungen,

welche bei der Inbetriebnahme des Systems

einmalig zu ermitteln sind.

Als Beispiel sind die relativen Beladungen

über den Beladefortschritt in B i l d 4 gezeigt.

Qmax

0

WAC SAC WBA SBA

Bild 3. Relative Beladung jeder Stufe.

33


in %

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000

Bild 4. Relativer Beladungsanstieg jeder Stufe.

Durchsatz in Liter

QRwac QRsac QRwba QRsba

Durchbruch der FMA-Anionen mit dem

zweiten Sprung in beiden Kurven.

––

Der SBA zeigt die konstant niedrige Leitfähigkeit

und den typischen pH bei 8,5

und am Beladeende den durch Na-

Durchbruch durch den KAT verursachten

Anstieg beider Werte.

Vergleich von simulierten mit gemessenen

Prozessdaten, Selbstdiagnose

Zum Aufbau eines ausreichenden Vertrauens

in die neue Mi-Vision-Technologie ist es

naheliegend, echte Messdaten in der Anlage

(durchgezogene Linien in den beiden

folgenden Abbildungen) neben die simulierten,

also prognostizierten Kurven (gestrichelt)

zu stellen (B i l d 6 und B i l d 7 ).

Darüber lässt sich die Anlage bei der IBN

einerseits abgleichen, andererseits lassen

sich auch bereits Harzalterungen oder auch

Problematiken in der Anlage erkennen.

Insbesondere die Position der Durchbrüche

auf der X-Achse werden dabei als wesentlich

zu nutzen sein. Hier ist an der pH-

Sehr deutlich sind in der Darstellung die

unterschiedlichen Geschwindigkeiten der

Beladung erkennbar; am deutlichsten an

der dunkelblauen Kurve der SBA-Beladung.

Dieses Verhalten mit drei verschiedenen

Steigungen wird im nächsten Abschnitt

noch verdeutlicht.

Wenn am Beladeende ein bestimmter Beladezustand

der Einzelstufen erreicht ist,

kann über die erreichte absolute Kapazität

multipliziert mit einem zielführend eingestellten

Regeneriermittelüberschuss (RÜ)

die notwendige Regeneriermittelmenge

nach dieser Beladung errechnet werden.

Im einfachsten Fall können Sie die vorgeschlagenen

Werte mit den aktuell in der

Anlage eingestellten vergleichen und gegebenenfalls

Ihre Schlüsse ziehen. Nach einem

ausreichenden Vertrauensgewinn

wäre denkbar, diese Rückkopplung tatsächlich

zur Anpassung der Regeneriermittelmengen

zu verwenden. Damit ist das

Ziel greifbar nahe, dass die Anlagen immer

mit weitgehend konstantem RÜ, also mit

konstant (niedrigen) Chemikalienkosten

betrieben werden können.

Berechnung von LF/pH an jedem Ort und

jeder Zeit in der VE-Straße

Die mathematisch simulierten Durchbruchskurven

bieten zusätzlich die Möglichkeit,

die Konzentrationen der einzelnen

Stoffanteile nach den einzelnen Harzstufen

zu errechnen. Dies führt

letztendlich zur Darstellung von pH- und

Leitfähigkeitskurven nach jeder der vier

Stufen in Abhängigkeit vom Beladefortschritt.

Hierzu sind einige chemisch-physikalische

Gesetzmäßigkeiten notwendig, die sich

aber meist nur auf das Massenwirkungsgesetz

oder deren Spezialfall, die Henderson-

Hasselbalch-Gleichung beziehen.

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000

Durchsatz in Liter

LFwba (uS/cm) LFsba (uS/cm) pHwac pHsac pHwba pHsba

Bild 5. Beispielhafte Darstellung über die Simulation errechneter Messwertkurven nach WAC,

SAC, WBA und SBA.

Die Grafik im B i l d 5 zeigt einen typischen

Verlauf, der alle Durchbruchsphänomene

einer vierstufigen VE-Straße übersichtlich

ausweist (auch wenn sie in typischen Produktionsanlagen

in dieser Fülle selten gemessen

werden):

––

Der pH nach WAC zeigt den typischen

Anstieg und den 10%igen Durchbruch

bei ca. pH 5,4 nach 1.250 l.

––

Der pH nach SAC zeigt den weitgehend

konstanten Verlauf mit der Abhängigkeit

vom FMA-Gehalt und den gerade erkennbaren

Anstieg im finalen Durchbruch.

––

Der WBA zeigt den doppelten Durchbruch:

Zuerst den HCO – 3 -Durchbruch

mit dem ersten pH-Abfall und Leitfähigkeits-Anstieg

und dann den finalen

Kurve nach WBA sehr deutlich die schon

recht gute Entsprechung zwischen Prognose

und Messung erkennbar.

Das Mi-Vision-System

Mi-Vision als Zusatzkomponente zum PLS

Die gegenwärtige Planung der Produktentwicklung

sieht die Abbildung des Mi-Vision-Systems

in einem Mikrocontroller vor,

der über eine Netzwerkkopplung in bestehende

Prozessleitsysteme eingebunden

wird. Der Software-Baustein (oder mehrere

für eine Multi-Straßen-Anlage) besitzt

einen Eingangsdatenvektor mit ca. 35 Werten

sowie einen Ausgangsdatenvektor mit

ebenso etwa 30…35 Werten. Diese Daten

34



7

6

5

4

3

2

1

pHWAC

pHsac

pHwac

0

0 5 10 15

Beladedauer in h

Bild 6. Beispielvergleich von Messdaten und Simulationsdaten nach WAC und SAC.

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

pHSBA

pHsba

pHWBA

pHwba

0

0 5 10 15

Beladedauer in h

Bild 7. Beispielvergleich von Messdaten und Simulationsdaten nach WBA und SBA.

werden vom PLS beschrieben, vom Mikrocontroller

im 1 sec-Takt bearbeitet und die

Ausgänge wieder vom PLS gelesen und z.B.

in Kurven dargestellt.

Das Bedieninterface kann also je nach Betreiberwunsch

einfach oder auch hochgradig

informativ gestaltet werden. Soll die

Anbindungsarbeit minimal bleiben, ist nur

die Übergabe des Durchflusses und zweier

Leitfähigkeitswerte pro Straße notwendig.

Für die Datendarstellung und -speicherung

sowie die Alarmierungen kann dann ein

ebenso erhältliches Operator-Panel mit einer

fertigen Bilddarstellung zugefügt werden.

Diese Variante ist dann weniger integriert,

sondern steht parallel zum PLS zur

Verfügung.

Mi-Vision-Evaluation zum Test und zur

Vertrauensbildung

Die bisherigen Erfahrungen bei der Produkteinführung

haben gezeigt, dass das

wesentliche Interesse zuerst bei einem

Evaluierungssystem liegt, welches wenig

Anbindungsarbeit erfordert, aber trotzdem

die Beurteilung der Möglichkeiten bietet.

Hierzu stehen verleihbare Evaluierungssysteme

– Mi-Vision-Evaluation – zur Verfügung.

Die Messung an der betrieblichen

Anlage erfolgt durch wenige Probennahmeleitungen

und im System integrierte

Sensoren (B i l d 8 ).

Rot dargestellt sind die mindestens erforderlichen

Daten. Das Evaluierungssystem

misst die beiden Leitfähigkeiten selbst. Der

Durchfluss ist fast immer vorhanden und

wird über eine 4…20 mA-Leitung übertragen.

Zum Vergleich von Prognose und Realität

sind dann die grünen Probennahmestellen

in fast jeder Anlage nutzbar, die blauen zumindest

manchmal. Sollte ein Silikometer

vorhanden sein, kann auch dessen 4…20

mA-Ausgang mit aufgezeichnet werden.

Die alternativ beschriebene Methode der

Bestimmung der Rohwasseranalyse über

+m-Wert und Leitfähigkeit kann ebenso

auf Wunsch umgesetzt werden.

Für jede Straße wird ein im folgenden

Bild dargestelltes Messmodul eingesetzt.

Das Rechnermodul kann einige Straßen

dieser Art gleichzeitig betreiben (>≈ 8,

Bild 9)

Die Mi-Vision-Systeme sind mit einem Mobilfunk-Router

ausgestattet, über den eine

Fernassistenz und -auswertung möglich

ist. Auch ohne Anbindung an ein geschlossenes

Firmennetz kann über diesen Zugang

eine Beobachtungsmöglichkeit geschaffen

werden, was den häufigsten Anforderungen

an die Datensicherheit in

Firmennetzen entspricht. Zur Datenübertragung

werden dabei VPN-Tunnel genutzt,

die aus Sicht der Datensicherheit hohen

Ansprüchen genügen.

Was bringt uns die KI in der

VE-Anlage?

Als Zusammenfassung seien die hauptsächlich

zu erwartenden Nutzeffekte der

neuen Technologie dargestellt. Dies ist natürlich

gleichzeitig ein Ausblick in die Zukunft,

da sich das Mi-Vision-System noch

in Weiterentwicklung befindet.

Kostenoptimale Regeneriermittelmengen

Der wesentliche Wirtschaftlichkeitsaspekt

ist die Vermeidung von unnötigen Kosten,

da die Regeneriermittelmengen nur in den

seltensten Fällen auf veränderte Situationen

angepasst werden. Damit kommt diese

Technik dem theoretischen Optimum der

Fahrweise mit konstantem Regeneriermittelüberschuss

schon sehr nahe.

Betriebssicherheit trotz Personalmangel,

Erkennung von Fehlzuständen

Mi-Vision kann die Auswirkungen von

schwankenden Arbeitspunkten, unerkannten

Fehlern oder einfach nur bestimmungsgemäßer

Harzalterung erkennen und dem

Bediener Hilfen zur Reaktion geben. Auch

dauerhafte Abhilfe lässt sich durch Beobachten

der Mi-Vision-Protokollierung

leicht ermöglichen.

Vorschläge des Systems

Folgende Vorschlagsmöglichkeiten sind

bereits umgesetzt oder kurzfristig geplant:

––

Begrenzung der Beladung auf den sicheren

Betriebsbereich.

Sollte eine Stufe übermäßig beladen

werden, kann Mi-Vision den Abbruch

der Beladung vorschlagen, um die Folgen

einer Überfahrung – wie z.B. Durchbruch

von Kieselsäure oder TOC – zu

verhindern. Solche Situationen können

z.B. schnell bei Fehlen eines Silikometers

unbemerkt auftreten.

––

Ermittlung angepasster Regeneriermittelmengen

35


4…20

mA

Bild 8. Das Evaluierungssystem.

Probenleitungen

Mi-Vision-Evaluation

Mobilfunk+VPN WLAN USB lokal

Fernassistenz Screen-Sharing Textexport

4…20 mA

Die Erkennung der gemessenen und der

prognostizierten Durchbruchssituationen

wird nach jedem Beladelauf verglichen.

Durch Nachstellung der Mi-Visioninternen

Harzalterungsfaktoren, werden

diese Zeitpunkte adaptiv aneinander

angeglichen, wodurch über die Zeit ein

exaktes Harzalterungsprofil entsteht.

Die Planung des Harzwechsels wird dadurch

sehr vereinfacht. Insbesondere

wird sogar die individuelle Rohwasseranalyse

bei der Tauschempfehlung einbezogen.

Dieser Vorgang erfordert sonst

einen hohen ingenieurmäßigen Aufwand

und wird von Mi-Vision automatisch

mitgeliefert.

Die Aufzeichnungen von Mi-Vision erfolgen

als kompakte Textdateien, die sich kopieren

und mit Standardprogrammen auswerten

lassen. Hierzu stehen einerseits der

Service der Fernassistenz durch MionTec

und andererseits Formulardateien zur Verfügung,

die bereits alle notwendigen grafischen

Darstellungen enthalten. Eine Evaluierungsphase

wird dadurch maßgeblich

erleichtert und Ihr Vertrauen in die neue

Technik sollte schnell steigen, was den

Schritt von der Evaluierung zur routinemäßigen

Nutzung ermöglicht.

Literaturverzeichnis

LF pH LF LF

PH LF ph

[1] Mauer, Dieter: Lebensdauer und Alterungsverhalten

von Ionenaustauschern;

VGB PowerTech 3/2010; S. 64 ff.

[2] Mauer, Dieter: Vorgehensweisen gegen Chemikalienkostenanstieg

in Vollentsalzungsanlagen

bei Harzalterung; VGB PowerTech

5/2012; S. 80 ff.

[3] Mauer, Dieter: Die VE-Anlage – Doch kein unberechenbares

Wesen...; Vortrag auf dem

VGB-Workshop 9/2014, Berlin.

[4] Mauer, Dieter/Lambertz Sandra: Eine neuartige

Methode zur Online-Verfolgung der Beladung

der einzelnen Ionenaustauscherstufen

in der VE-Straße; Vortrag VGB-Jahrestagung

Chemie im Kraftwerk 10.2015.

[5] Mauer, Dieter: Die VE-Anlage – Vollentsalzung

mit Ionenaustauschern; Leverkusen

2013

l

Bild 9. Probennahme- und Messmodul des Evaluierungssystems.

Durch die Bilanzierung der Beladungen

je Harzstufe ist immer bekannt, wieviel

die Straße je Stufe ausgelastet wurde,

unabhängig davon, welche den Durchbruch

verursacht hat. Damit werden immer

passende Regeneriermittelmengen

vorgeschlagen, die keinesfalls viel zu

hoch liegen, wie es oft vorzufinden ist.

––

Adaptives Regelsystem zur Quantifizierung

von Harzalterung

36


A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station

A trial of film forming substances at

Staythorpe power station

Andrew Mosley and Cheryl Tommons

Kurzfassung

Versuch zum Einsatz filmbildender

Substanzen im Kraftwerk Staythorpe

RWE Generation UK hat in ihrem 1.735 MW

(4 x 435 MW) großen GuD-Kraftwerk Staythorpe

einen Versuch mit filmbildenden Substanzen

durchgeführt.

Zwei Substanzen wurden im Rahmen der Studie

untersucht: ein Filmbildungsprodukt auf

Aminbasis und ein Nicht-Amin-Produkt. Die

filmbildenden Substanzen wurden als Ergänzung

zu den bestehenden AVT (O) und phosphatbasierten

Konditionierungsprogrammen

der Anlage eingesetzt.

Im Rahmen des Versuchs wurde eine umfangreiche

Anlagenüberwachung durchgeführt, um

die Wirkungen der filmbildenden Substanzen

beurteilen und vergleichen zu können. Alle Daten

wurden überprüft und Beobachtungen zu

den Auswirkungen der Verwendung von filmbildenden

Substanzen auf wichtige Anlagenparameter

wie Dampfleitfähigkeit und Eisentransport

gemacht.

Die Leistung der beiden Anlagen, die mit einem

zusätzlichen Filmbildungskonditionierungsprogramm

betrieben werden, wurde ebenfalls

mit der Leistung der beiden Anlagen verglichen,

die nur mit einem Basiskonditionierungsprogramm

betrieben werden.

Der Versuch stellte einige Herausforderungen in

Bezug auf die Funktionsweise und Kontrolle des

Programms für filmbildende Substanzen dar,

nämlich die Dosisleistungskontrolle und die

Analyse der Folgeprodukte. Die verschiedenen

analytischen Techniken zur Bestimmung von

Produktrückständen und Abbauprodukten

werden empfohlen und die Gesamtauswirkungen

auf den Eisentransport und den inneren

Zustand der Anlage werden erläutert. l

Authors

Andrew Mosley

Chemistry Group Head

Environment and Chemistry

RWE Generation UK

Cheryl Tommons

Plant Support Chemist

Environment and Chemistry

RWE Generation UK

Staythorpe, United Kingdom

A trial of film forming substances was carried

out by RWE Generation UK at their

1,735 MW (4 x 435 MW) Staythorpe CCGT

power plant.

Two substances were assessed as part of

the trial; an amine based film forming

product and a non-amine product. The film

forming substances were applied as a supplementary

treatment to the station’s existing

AVT (O) and phosphate based conditioning

programmes.

As part of the trial, extensive plant monitoring

was carried out to allow the performance

of the film forming substances to be

assessed and compared. All data was reviewed

and observations made on the impact

of the use of film forming substances

on key plant parameters such as steam conductivity

and iron transport.

The performance of the two units operating

with a supplementary film forming

conditioning programme was also compared

against the two units operating

with a baseline conditioning programme

only.

The trial presented some challenges in regards

to the operation and control of the

film forming substance programme, namely

dose rate control and analysis of the

products. The different analytical techniques

used to determine product residual

and breakdown products are recommended

and the overall impact on iron transport

and plant internal condition is given.

Introduction

Chemical conditioning programmes [1, 2,

3] have historically focused on creating benign

conditions within the circulating fluid

of the water steam cycle by elevating the

pH of the fluid to between pH 9.3 and pH

9.8, close to the solubility minima of iron.

These regimes have a proven track record

in baseload plant and plant which routinely

operates between stable export limit

(SEL) and maximum export limit (MEL).

owever, these regimes do not provide suitable

levels of offload protection to cycling

plant and plant which only operates intermittently.

As a result, additional measures

such as nitrogen capping, dry air preservation

and preservation with chemical doses

have been required to minimise off-load

damage to plant.

Changes in the electricity market, as a result

of increasing renewables penetration,

means that conventional thermal plant will

increasingly operate as cycling plant, i.e.,

short periods of operation followed by increasingly

lengthy periods of shutdown.

During these shutdown periods, plant will

be expected to maintain a high degree of

readiness along with short return to service

times. The requirement to maintain

short return to service times precludes the

use of the traditional preservation techniques

mentioned previously and as a result,

alternative options are required to

preserve the integrity of the plant and

maintain availability.

Film forming substances (FFS) are a class

of chemicals based around straight chain

organic molecules that contain hydrophobic

and hydrophilic functional groups.

These substances treat the metal surface

rather than the circulating fluid, thus creating

a hydrophobic surface within the water

steam cycle. This potentially offers increased

corrosion protection during shutdown

periods without needing to apply

additional preservation methods and

therefore allowing short return to service

times to be maintained.

Basis for considering the use of

film forming substances

Conventional chemical treatment regimes

[1, 2, 3] are focused on providing protection

during operation and require constant

monitoring, maintenance and replenishment

to maintain their effectiveness. Once

the plant is shutdown, the ability to maintain,

monitor and replenish the applied

chemical treatment regime is limited and

protection of the plant relies on the residual

effectiveness of the regime. This is well recognised

within the industry and has resulted

in the development of numerous preservation

techniques to prevent corrosion in

offload plant. The most commonly applied

techniques are;

––

Nitrogen capping

––

Dry air preservation

––

Wet chemical storage

The application of these techniques is often

intrusive, leading to increased return to

service times, which are inconsistent with

market requirements.

37

A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station VGB PowerTech 3 l 2019

Film forming substances potentially offer a

solution to this problem, allowing protection

to be maintained within the water

steam cycle during offload periods and

without the need for additional equipment

or intrusive preservation techniques.

In addition, FFS also provide additional

protection during “grey” start-up and shutdown

periods when “in service” chemical

treatment programmes may not be completely

effective due to the transient nature

of the plant conditions. As operating cycles

shorten, the proportion of a plant’s

life spent in the “grey” area increases and

as a result, the importance of effective

chemical conditioning during this period

increases.

FFS have recently been recognised as an

acceptable alternative treatment regime by

IAPWS, who have produced a guideline

document covering the use of film forming

substances [4].

Objectives of the trial

The trial was carried out on unit 2 and

unit 3 at Staythorpe to align with the

planned outage dates for each unit. Two

different Film Forming Substances were

trialled and the details are given below;

––

An ‘amine free’ Film Forming Product

(FFP)

––

A Film Forming Amine (FFA)

The trial had four key objectives;

––

Evaluate and assess how FFS are dosed

into the system and determine if existing

equipment could be repurposed for use

with FFS

––

Evaluate how FFA and FFP behave within

the water steam cycle of high pressure

power generation plant and determine

the impact and extent of any breakdown

products

––

Assess the mode of action of the FFS

within the water steam cycle including

the development of hydrophobic

layers on the internal surface of the

plant

––

Determine the most appropriate monitoring

strategy for a plant using FFS

The chemical suppliers were allowed to

specify their own dosing and monitoring

regime, however each trial followed the

same basic two elements;

––

Each FFS was dosed continuously to the

condensate extraction pump discharge,

using the installed oxygen scavenger

dosing lines

––

Each FFS was dosed proportionally in accordance

to the maximum feed flow of

each unit and in both cases the supplier

recommended a target concentration of

1 mg/kg substance

Additional monitoring to determine iron

transport and the FFS breakdown and distribution

in the water steam cycle was carried

out on both units, as detailed in Ta -

b l e 1 below.

Tab. 1. Details of the additional monitoring carried out on the trial units.

Monitoring technique Sampling location Unit 2

FFA

Degassed conductivity after

cation exchange

Assessment of product breakdown

and impact on steam conductivity

The use of organic treatment chemicals

such as FFS and neutralising amines within

the water steam cycle of high pressure

plant has been extensively debated over

the years [6]. The primary concern is the

breakdown of the chemicals within the cycle

and the resulting production of potentially

aggressive breakdown products,

namely the short chain organic acids; formate

and acetate. High concentrations of

formate and acetate potentially increase

the risk of corrosion to plant within the water

steam cycle. The presence of formate

and acetate can be detected online with

conductivity after cation exchange (CACE)

instruments and in the laboratory by ion

chromatography analysis. In addition to

the production of acetate and formate, the

breakdown of organic treatment chemicals

also produces carbon dioxide, which is

highly soluble and is present in the water

steam cycle as a combination of the carbonate

(CO 3 2- ) and hydrogen carbonate

(HCO 3 - ) ions.

The corrosion risk presented by carbonate

and hydrogen carbonate species is low,

however they also increase the CACE values.

This increase in CACE can mask the

presence of the more aggressive breakdown

species (formate and acetate), as

well as other impurities such as chloride

and sulphate, which could accumulate in

the water steam cycle as a result of plant

failures i.e. condenser leaks.

International guidelines [2, 3, 5] recommend

that the steam CACE should be maintained

below 0.2 µS/cm. The data illustrated

in F i g u r e 1 below shows that the

CACE values on both units approached the

0.2 µS/cm limit following the addition of

the film forming substances. However, all

guidelines [2, 3, 5] allow a relaxation of

the 0.2 µS/cm limit to between 0.4 µS/cm

and 0.5 µS/cm, with the provision that it

can be shown that the cause of the elevated

CACE values is due to carbon dioxide and

not the more aggressive species.

The data in F i g u r e 1 also shows that the

CACE levels on unit 2 increased quite soon

following the start of the trial and exceeded

0.4 µS/cm on a number of occasions, in

comparison to the significantly less variation

in CACE values on unit 3. This increase

CACE on unit 2 was due to the lack of dosing

pump control, which resulted in an increased

dosing rate. It should be noted

that the large spike in June in F i g u r e 1 is

associated with the return of the unit to

service after planned maintenance shutdowns.

Unit 2’s elevated CACE values were most

likely caused by an increase in the breakdown

of the film forming amine. Degassed

conductivity after cation exchange

(DCACE) can be used to determine if elevated

CACE levels are due to carbon dioxide,

or, other breakdown products such as

acetate and formate. Carbon dioxide does

not contribute to DCACE, thus the DCACE

values should remain close to the theoretical

minimum of



uS/cm

2

1.8

1.6

1.4

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

Unit 2 and Unit 3 Steam Conductivity after Cation Exchange (CACE)

21QUL11CQ021_XQ50

31QUL11CQ021_XQ50

21QUL14CQ021_XQ50

31QUL14CQ021_XQ50

21QUL16CQ021_XQ50

31QUL16CQ021_XQ50

0

01/03/2017 21/03/2017 10/04/2017 30/04/2017 20/05/2017 09/06/2017 29/06/2017 19/07/2017

Fig. 1. Unit 2 and Unit 3 Steam Conductivity After Cation Exchange (CACE) Data).

uS/cm

2

1.8

1.6

1.4

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

Unit 2 and Unit 3 HP Steam CACE and DCACE

Unit 2 HP Steam CACE Unit 2 HP Steam OCACE Unit 3 HP Steam CACE Unit 3 HP Steam OCACE

0

01/04/2017 12/04/2017 14/04/2017 16/04/2017 18/04/2017 20/04/2017 22/04/2017 24/04/2017

Fig. 2. Unit 2 and Unit 3 HP Steam Conductivity After Cation Exchange (CACE) and Degassed

Conductivity after Cation Exchange (DCACE) Data.

Percent in %

70

60

50

40

30

20

10

0

Percentage of Total Organic Carbon present as Acetate

Unit 2 Unit 3

Feed HP HRSG lP HRSG LP HRSG

Fig. 3. Percentage of Total Organic Carbon Present as Acetate.

tioned with FFS and the two units (1 and

4) using conventional treatments.

F i g u r e 4 shows the results of the iron

analyses carried out on all four units. The

data for unit 2 and unit 3 both show a reduction

in iron transport during the trial,

suggesting that the application of the FFS

was effective at reducing iron transport on

the treated units.

The operating pH range of the water steam

cycle means that iron is mainly present as

particulate iron and as a result turbidity

and particle count data can be used as an

indicator of iron concentration. Turbidity

and particle count monitoring was carried

out during the trial on unit 2 and unit 3,

respectively, and the resulting data is presented

in F i g u r e s 5 and 6.

The turbidity data from unit 2 is presented

in F i g u r e 5 and is difficult to interpret

due to the large number of spikes in the

data, which occurred as expected during

unit start-ups. The area under the line represents

the “standing” particulate concentration

within the HRSG circuit, which

clearly shows a reduction in the “standing”

particulate concentration and supports the

iron analysis data. F i g u r e 6 shows a similar

trend for unit 3, further detailed analysis

of the particle count data also indicated

a move from larger particle sizes to smaller

particle size as the trial progressed, this is

consistent with data reported from other

trials. [7, 8]

Comparison of the iron concentrations

found in the treated units with the iron data

from the untreated units shows a more complicated

picture. The iron data obtained

from unit 4 clearly shows a persistently

higher level of iron transport than on the

treated units, suggesting that the application

of a FFS would be advantageous in reducing

the iron concentrations. Data from

unit 1 (F i g u r e 4 ) however shows that iron

concentrations were lower than both the

treated units. The cause of this variation is

probably due to the differing dissolved oxygen

(DO2) concentrations on the units.

F i g u r e 7 shows a DO2 concentration distribution

plot, compiled by plotting the

DO2 concentration against the frequency of

occurrence in 5ppb bands. The data produced

in this plot illustrates the variability

in the DO2 concentrations for each unit.

These trends show that unit 1 spent the

highest proportion of time at elevated DO2

concentrations and that unit 4 had the most

variable DO2 concentrations. Operating at

elevated DO2 concentrations is a recognised

conditioning regime [2] and is known

to result in lower iron concentrations within

the water steam cycle. However, it should

be noted that operating at higher DO2 concentrations

(>20 ppb) requires stringent

control of impurity ingress, which can be

problematic for cycling plant.

Consideration of the DO2 concentrations

in conjunction with the iron concentra-

39

31/03/2017

03/04/2017

06/04/2017

09/04/2017

13/04/2017

16/04/2017

19/04/2017

22/04/2017

25/04/2017

28/04/2017

01/05/2017

05/05/2017

08/05/2017

11/05/2017

14/05/2017

22/05/2017

25/05/2017

29/05/2017

01/06/2017

04/06/2017

07/06/2017

10/06/2017

13/06/2017

26/06/2017

30/06/2017

03/07/2017

06/07/2017

09/07/2017

12/07/2017

22/07/2017

25/07/2017

28/07/2017

01/08/2017

04/08/2017

07/08/2017

10/08/2017

13/08/2017

16/08/2017

19/08/2017

22/08/2017

26/08/2017

29/08/2017

01/09/2017

27/10/2017

30/10/2017

02/11/2017

06/11/2017

09/11/2017

12/11/2017

A Trial of Film Forming Substances at Staythorpe Power Station VGB PowerTech 3 l 2019

Iron ug/kg

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Iron Stain Test Results

Unit 1 Unit 2 (FFA) Unit 3 (FFP) Unit 4

18/07/2017 (EA)

18/07/2017 (A)

19/07/2017

20/07/2017 (AM)

20/07/2017 (PM)

21/07/2017 (AM)

21/07/2017 (PM)

27/07/2017

01/08/2017

02/08/2017

08/08/2017 (EA)

08/08/2017 (A)

17/08/2017

23/08/2017

24/08/2017

30/08/2017

06/09/2017

13/09/2017

22/09/2017

26/09/2017

06/10/2017

25/10/2017

27/10/2017

30/10/2017

03/11/2017

06/11/2017

07/11/2017

10/11/2017

13/11/2017

14/11/2017

17/11/2017

20/11/2017

24/11/2017

27/11/2017

08/12/2017

18/12/2017

31/01/2018

09/02/2018

13/02/2018

19/02/2018

26/02/2018

05/03/2018

26/03/2018

03/04/2018

09/04/2018

20/04/2018

02/05/2018

04/05/2018

08/05/2018

Fig. 4. Units 1-4 Low Pressure HRSG Iron Stain Test Results.

Turbidity/FNU

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Fig. 5. Unit 2 Low Pressure Drum Turbidity Data.

Particle Counts im ml

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

Unit 2 LP Drum Turbidity

Unit 3 LP Drum Particle Concentrations

0

01/03/17 20/04/17 09/06/17 29/07/17 17/09/17 06/11/17 26/12/17 14/02/18

Fig. 6. Unit 3 Low Pressure Drum Particle Concentrations.

2-5um 5-10um 10-50um 50-75um 75-100um

tions allows comparison between units

with a similar DO2 distributions. For example,

F i g u r e 7 illustrates that unit 3 and

unit 4 have similar DO2 distributions and

the iron data presented in F i g u r e 4 clearly

shows that unit 3 has significantly lower

iron concentrations than unit 4. This finding

supports the previous assertion, i.e.

that FFS are effective in reducing iron

transport.

The DO2 data for unit 2 (F i g u r e 7 )

shows a double peak in its distribution, indicating

transitioning between high and

low DO2 concentrations, which causes a

change in the state of the iron oxide layer

and can result in increased iron transport.

This is probably why the iron concentrations

observed on unit 2 were higher than

those observed on unit 3.

Assessment of Impact on Plant

Condition

Plant inspections were carried out on units

2 and 3 during the planned maintenance

inspections. These inspections occurred

approximately 3 months, 6 months and 12

months after the commencement of the

trial.

The visual inspections on both units

showed a clear change in the internal condition

of the steam drums and feedwater

tank of both, with the most significant effects

occurring in the LP drum and feedwater

tank.

There was a distinct improvement in the oxide

condition in the LP drum, along with a

reduction in the volume of friable material

present. The oxide layer appeared significantly

coarser and more adherent in comparison

to previous inspections carried out

prior to dosing FFS. In addition, there was

no evidence of any off-load corrosion attack,

which is routinely observed in steam

drums and is due to condensation occurring

as the unit cools. The absence of these

known features indicates the presence of a

protective film on the internal surfaces.

One of the key indicators of the presence of

a protective film is hydrophobicity. The extent

of the hydrophobicity can be assessed

by adding droplets of water to the surface

to determine if the water is repelled, or, if

the surface “wets” out. Droplet testing in

the steam drums showed evidence of water

repellency.

The highest level of water repellency/hydrophobicity

was observed in the feedwater

tank of both units 2 and 3. The surfaces

in these tanks showed complete hydrophobicity,

i.e. water droplets were repelled

from the surface

These observations suggest that both FFS

formed protective surface films that effectively

repelled water. The presence of a hydrophobic

surfaces within the water steam

cycle reduces the risk of off-load corrosion

and is consistent with the previous obser-

40



Freauency

4,500

4,000

3,500

3,000

2,500

2,000

1,500

1,000

500

0

0 20 40 60 80 100 120 140

Dissolved Oxygen ug/kg

Fig. 7. Feedwater Dissolved Oxygen Distribution.

vation that showed a reduction in iron

transport.

Impact on Plant Monitoring

Instrumentation and Product

Monitoring

The impact on the performance of analytical

instrumentation, when using film forming

substances, was also assessed as part of

the trial. The IAPWS technical guidance

note on the application of film forming

products [4] detailed the problems observed

with the performance of the instrumentation

following the application of film

forming substances. The issues were believed

to be caused by the formation of a

film on the surface of the instruments, thus

reducing sensitivity and response. However,

the guidance also notes that the only

instruments affected by the products in lab

tests were Oxidation Reduction Potential

(ORP) probes.

Only one instrument appeared to be affected

by the use of the FFS. The ABB 8037

sodium analyser, installed on the condensate

sampling point of unit 2, exhibited a

loss of sensitivity during the course of the

trial. It is believed that this was due to the

periodic overdosing of the FFA, which was

caused by poor pump control. There were

no other problems reported with the analytical

monitoring instrumentation on unit

2 during the trial. No problems were experienced

with analytical instrumentation

following the introduction of the FFP to

unit 3.

A number of different analytical methods

were used throughout the trial to determine

the residual concentration of the FFS

dosed to each unit. Methods assessed included;

Infra-red spectroscopy, UV/Visible

spectrophotometry, Total Organic Carbon

(TOC) and ion chromatography.

Feedwater Dissolved Oxygen Distribution

unit 1 unit 2 unit 3 unit 4

UV-Visible spectroscopy was successfully

used to determine test concentrations of

FFA, however problems were experienced

in determining residual concentrations

within the water steam cycle of unit 2.

An ion chromatography method [10] was

successfully developed for the determination

of the FFP dosed to unit 3 and this gave

repeatable results which correlated well

with external analyses carried out by the

supplier of the FFP.

TOC analysis was also effective in determining

the FFA and FFP concentrations. If

the concentration of acetate and other

breakdown products present in the sample

were determined and their contribution to

the TOC concentration calculated, then the

residual TOC could be used to determine

the concentration of the FFP or FFA. This

approach gave good agreement with the

results obtained from the direct determination

of FFP concentration by ion chromatograph

Conclusions

––

The trial has shown that film forming

amines and film forming products can be

successfully applied to the water steam

cycle of a CCGT power plant without

modifying the existing chemical dosing

plant

––

The application of film forming substances

to the water steam cycle does not

give rise to significant concentrations of

aggressive breakdown products and

plant monitoring equipment was able to

positively identify the presence of breakdown

products

––

Optimisation of the application of FFS

requires careful control of substance

dose rate

––

Degassed conductivity after cation exchange

instrumentation is required to

allow early identification of impurity ingress

and increases in breakdown FFS

concentration

––

Both FFS were effective in reducing iron

transport and improving the internal

condition of the water steam cycle

––

The analytical data obtained during the

trial indicated that the FFP appeared to

have a lower breakdown rate then the

FFA

References

[1] Robson M, Technical Procedure: Prevention

and Control of Corrosion Part 2 Chemical

Control of Boiler Water Steam Circuits,

TECH/PROC/006/02, RWE Technical Procedure,

2017.

[2] EPRI, Cycle Chemistry Guidelines for Combined

Cycle/ Heat Recovery Steam Generators

(HRSGs), EPRI Report 1010438, 2006.

[3] VGB PowerTech, Guidelines for Feedwater,

Boiler Water and Steam Quality for Power

Plants/ Industrial Plants, VGB-S-010-T-

00;2011-12.EN, VGB Technical Guideline,

2011.

[4] Dooley B, Technical Guidance Document

TGD8-16: Application of Film Forming

Amines in Fossil, Combined Cycle and Biomass

Power Plants, IAPWS Technical

Guideline, 2016.

[5] Dooley B, Technical Guidance Document

TGD5-13, Steam Purity for Turbine Operation,

IAPWS Technical Guideline, 2013.

[6] Mosley A, The Use of Organic Conditioning

Agents in Power Station Water Steam Cycles,

RWE Internal Report, TECH/JJE/298/04,

2004

[7] Smith B, McCann P, Hater W, de Bache A,

Experiences with the Application of Film

Forming Amines at Connahs Quay CCGT,

Conference Proceedings, VGB Chemie in

Kraftwerk, 2016.

[8] Parker M, Grzybowski, EDF West Burton B

CCGT Anodamine Experience and Use, BI-

APWS Symposium Conf Proceedings,

2018.

[9] VGB guideline RE116 Preservation of Power

Plant Systems, VGB technical guideline,

2016.

[10] L Kellett, FFP Analysis, E-mail Personal

Communication, 20/10/2017. l

41

Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products VGB PowerTech 3 l 2019

Turbidity measurement as trend

monitor for particulate corrosion

products

Lukas Staub, Michael Rziha and Marco Lendi

Kurzfassung

Trübungsmessung als Trendmonitor für

teilchenförmige Korrosionsprodukte

Die Überwachung von Korrosionsprodukten ist

unerlässlich, um die Wirksamkeit der Maßnahmen

zur Wasserchemie zu bestimmen. Aufgrund

der erforderlichen flexiblen und damit

sich stetig verändernden Fahrweise thermischer

Kraftwerke, die durch die verstärkte Einspeisung

erneuerbarer Energiequellen in die Netzen

auftreten, wird die Ermittlung von Trends für

Korrosionsprodukte in den verschiedenen Anlagensystemen

thermischer Kraftwerke heute

noch entscheidender.

Die exakte und vollständige Bestimmung von

Korrosionsprodukten, die meist als ungelöste

Partikel vorliegen, kann nur mit komplexen

und zeitaufwändigen Analysemethoden realisiert

werden. Für moderne Kraftwerksanlagen

sind diese manuellen, analytischen Methoden

eher wenig geeignet, da das kurze Zeit- und

starke Änderungsverhalten nicht vollständig

und zufriedenstellend verfolgt werden kann.

Sicherlich können solche Prozesse nicht vollständig

durch Online-Messsysteme ersetzt werden.

Einige verfügbare Online-Parameter können

aber als hilfreicher Trendmonitor eingesetzt

werden.

Die technischen Möglichkeiten und Grenzen der

Trübungsmessung werden als Trendmonitor

für partikelförmige Korrosionsprodukte diskutiert.

l

Authors

Lukas Staub

SWAN Analytische Instrumente AG

Hinwil, Switzerland

Michael Rziha

PPCHEM AG

Hinwil, Switzerland

Marco Lendi

SWAN Analytische Instrumente AG

Hinwil, Switzerland

Corrosion product monitoring is essential

to determine the effectiveness of the cycle

chemistry treatment program. Nowadays

the determination of trends for corrosion

products in the various systems becomes

even more crucial due to the countless

numbers of cycling plants as a result from

the increased use of regenerative energy

sources in the grids.

The correct and complete determination of

corrosion products, which are almost present

as undissolved particles, can be realized

by complex and time-consuming analytical

methods [1+2] only. For modern

cycling plants these manual, analytical

methods are of minor benefit, since the

short time and strong oscillating, spiking

behavior cannot be followed up in a complete

and satisfactory manner.

Certainly, such processes cannot be replaced

by online measuring systems completely.

However, some available online

parameters are already in use as helpful

trend monitor.

The technical possibilities and limits of turbidity

measurement are discussed as trend

monitor for particulate corrosion products.

Introduction to turbidity

measurement

Light scattering is a physical phenomenon,

of most importance, for the understanding

of turbidity. The theory of light scattering

is quite complicated, because scattering is

dependent on different physical parameters:

––

Particle size, shape and its dielectric

properties (absorption, refraction…),

––

Wavelength spectrum and polarization

of the illuminating light beam,

––

Direction of the illumination and detection.

Particles much smaller than the wavelength

scatter light symmetrically around

the illumination beam, mainly in forward

and backward direction. Particles of comparable

size to the wavelength and larger

particles scatter predominantly in forward

direction, the larger the particle the more

intense.

The dependence on particle size is least

pronounced 90 degree to the incident

beam.

In addition the intensity of the scattered

light is dependent on wavelength and the

particle size. The smaller the particle the

more efficiently it scatters light of shorter

wavelength.

The dielectric properties of the particles,

i.e. the refraction and absorption of the incident

light beam, influence the intensity of

the scattered light too. Generally the larger

the difference of the refraction index of the

particle from the refractive index of the water,

the more intense is the scattering.

If particles are colored and also absorb in

the wavelength range of the illuminating

beam the intensity of the scattered light becomes

attenuated.

A consequence of the dependence of turbidity

on different parameters is that turbidity

can only be used as a characteristic

property of a sample if the measurement

method is standardized. For reporting purposes,

as required in the production of

drinking water, the EPA and the ISO stated

the Standard Methods EPA 180.1 [5] respectively

ISO 7027 [4]. Both standard

methods define in detail how the turbidimeter

has to be designed, as well as the units

for turbidity (NTU respectively FNU and

FAU). Beside these two standard design

configurations there are approved alternative

methods, as the GLI-Method-2 or the

SWAN Turbiwell white LED-Method-1.

Common to all these methods is the nephelometric

measurement principle: the scattered

light is detected at an angle of 90°

degree to the incident illuminating beam.

(Figure 1)

For non-regulatory applications the ratio

design is widely used. The 90 degree scattered

light signal is divided by the transmitted,

respectively forward and/or backward

scattered light signal. The advantage of the

ratio design is its ability to cancel unwanted

effects due to fouling of the optics or

colored samples.

The sensitivity of a turbidimeter is dependent

on its specific design and on the measurement

method. The sensitivity curve is

42


Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products

Light

source

Sample

Scattered

light

Transmitted

light

Light source

Reference

Sample

Scattered

light

purities to measure are white like particles.

So it makes sense to calibrate and verify

such instruments with a similar looking

white colored polymer. But what if these

instruments are used in the water-steam

cycle to detect particulate corrosion products?

Such particles obviously differ in

their color, shape and size distribution

from drinking water impurities. In the following

chapter, a series of tests are recorded

to show the potential of the different

designs of turbidity meters with iron oxide

particle

Fig. 1. (left) non-regulatory ratio design; (right) ISO and USEPA compatible non-ratio design.

1,200,000

Turbidity measurment of iron

oxide powder

Signal in ADC counts

1,100,000

1,000,000

900,000

800,000

700,000

600,000

500,000

400,000

300,000

200,000

100,000

0

determined by measuring a series of

formazin standard solutions of different

concentrations.

Every instrument type has its own sensitivity

curve. The graph in F i g u r e 2 shows

the averaged, normalized sensitivity curves

for two turbidity meters with different design.

The relation between turbidity and

the signal is not linear; it is determined by

a polynomial.

All the manufactured instruments of a certain

type have to be built and adjusted as

identical as possible. Then the individual

sensitivity curves have all the same shape

and may only differ by a proportionality

factor - the calibration factor.

Drinking water application

0 50 100 150 200 250

Turbidity measurement is an important

parameter in the drinking water industry

because it affects both the acceptability of

water to consumers, and the selection

and efficiency of treatment processes, particularly

the efficiency of disinfection with

chlorine since it exerts a chlorine demand

and protects microorganisms and

may also stimulate the growth of bacteria.

[3]

Turbidity in FNU

Fig. 2. Sensitivity curves of two turbidimeters with different designs. Ratio design (red)

and non-ratio (blue).

The two most important guidelines with

respect to nephelometric turbidity measurement

of drinking water are listed in the

Ta b l e 1 . Both regulations define formazin

as primary standard. Formazin is a

white water insoluble polymer. Its dispersion

remains stable over a long time.

The main difference between the USEPA

and the ISO standard is the light source.

USEPA defines a Tungsten Lamp (white

light) where ISO refers to an infrared light

source at 860 nm. Both light sources have

their advantages, the sensitivity towards

whitish residuals in water is better with the

Tungsten Lamp, but it suffers from bias due

to color of the solution.

The discussion of different light sources

used in turbidity meters becomes very important

when the application changes. In

potable water industries, the expected im-

Tab. 1. Comparison for two different turbidity measurement regulations.

Particulate corrosion products in the water-steam

cycle can have many forms. The

main chemical crystals formed are magnetite

and hematite. In the following experiments,

only magnetite, iron (II,III) oxide

powder with different particle sizes was

used.

Influence of light source

In the first experiment, iron (II,III) oxide

powder with an average particle size distribution

of 1 µm was inserted into a sample

stream. The response was measured with

two turbidity meters of equal design. The

two instruments only differ in their light

source. In F i g u r e 3 , the black line was

the response of an analyzer with a Tungsten

Lamp like light source where the red

line was the measurement of a light source

at 860 nm. The amount of injected iron

(II,III) oxide powder was 50 ppb of total

particulate iron.

Using a light source with a wavelength of

860nm is clearly an enormous advantage

by the detection of black colored particles.

For the same sample, the response for the

two light sources were 0.181 FNU (860 nm)

respectively 0.054 FNU (Tungsten Lamp).

Due to different drinking water regulations,

the analyzers can be equipped with

different light sources as well. This fact can

lead to false conclusion:

[…] Since metal oxide particles are usually

dark they absorb rather than reflect light so

nephelometry is not a preferred method for

this application […] [2]

The statement above is true, if an analyzer

with a Tungsten Lamp is used. But with an

infra-red light source, the color of the particle

doesn’t have the same influence. The

experimental data supports this theory.

USEPA 180.1 [5] ISO 7027 [4]

Units NTU FNU

Design Non-ratio Non-ratio

Wavelength of light source 400 – 600 nm (Tungsten Lamp) 860 nm

Primary calibration Standard Formazin Formazin

43


0.30

0.25

White LED, non-ratio (USEPA 180.1)

860 nm, non-ratio (ISO 7027)

100 ppm FE

0.20

Turbidity in FNU

0.15

0.10

50 nm 0,95 µm

0.05

0.00

13:10:00 13:15:00 13:20:00 13:25:00 13:30:00 13:35:00 13:40:00 13:45:00 13:50:00

Fig. 5. Dispersed iron (II,III) oxide powder. The

total particulate iron concentration is the

same in both bottles. Average particle

size is different.

Time in HH:mm:ss

Fig. 3. Injection of iron(II, III) oxide powder (average particle size: 1 µm) with a concentration of

50 ppb as total particulate iron. The response was measured with similar turbidity meters

but with different light source.

Turbidity in FNU

0.30

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

860 nm, non-ratio

860 nm, ratio

0.00

13:10:00 13:15:00 13:20:00 13:25:00 13:30:00 13:35:00 13:40:00 13:45:00 13:50:00

For the measurement of black iron

(II,III) oxide powder, only a wavelength

according to ISO 7027 (860 nm) is suitable.

Time in HH:mm:ss

Fig. 4. Injection of iron(II, III) oxide powder (average particle size: 1 µm) with a concentration of

50 ppb as total particulate iron. The response was measured with two turbidity meters

using 860 nm light source but with different designs.

Ratio vs. non-ratio design

Two turbidity analyzers with 860 nm light

source but different designs were compared.

The response of the non-ratio design

was higher, but the signal was noisier

than the measurement of the ratio design

analyzer.

The ability of the ratio design to cancel

unwanted effects due to colored samples

is an advantage for the measurement of

iron(II,III) oxide powders. But the benefit

compared to influence of the light source

is minimal. (F i g u r e 4 )

Influence of the particle size

Iron(II;III) oxide powder is available commercially

in a number of qualities and

forms. Two products were dispersed in

separate bottles with similar iron concentrations.

In one bottle, the powder had an

average particle size distribution of

0.95 µm – for the second bottle the powder

had particles not bigger than 50 nm. F i g -

u r e 5 shows the two stock solutions – the

different turbidities of the solutions are

distinguishable.

Correlation of turbidity and

particulate corrosion product

measurement

In potable water industries, the quality of

drinking water is defined with respect to

Formazin Nephelometric Units, which is

the standard turbidity unit with respect to

the calibration with formazin. Besides

showing a turbidity trend, such a unit has

no use for water-steam cycle. That’s why

there is a great interest of transferring the

abstract term of turbidity into a concrete

concentration. Most of the time, the turbidity

term is correlated with the iron concentration

in the sample.

Detection limit and particle size

distribution

F i g u r e 5 demonstrated the different turbidities

one can expect for stock solutions

with the same iron concentration. So, the

particle size distribution plays an important

role for the iron-turbidity correlation.

Or in other words: Only if the particle size

distribution of a sample stays constant over

the time, a correlation can be made. Another

consequence of that is the fact that

the correlation must be made on site. An

iron-to-turbidity correlation on site A does

not necessarily match with the correlation

from site B.

A good example of how the particle size influences

the iron-to-turbidity correlation is

the detection limit measured with two iron

(II,III) oxide powders with different particle

size. According to the signal-to-noise

relation, the detection limit was estimated

[6]. For iron (II,III) oxide powder with a

particle size of 1 µm, a detection limit of

0.5 ppb Fe could be achieved. Is the experiment

repeated with the same substance,

44

Total corrosion

product

Particulate Corrosion

Products


Turbidity measurement as trend monitor for particulate corrosion products

but with a particle size in the nano-meter

range, a detection limit of 15 ppb Fe could

be reached. (Ta b l e 2 )

If the precision of turbidity meters are compared,

a stated detection limit to an ‘iron

concentration’ is totally useless without

declaring the particle size.

Comparative methods

According to the IAPWS Technical Guidance

Document ‘Corrosion Product Sampling

and Analysis for Fossil and Combined

Cycle Plants’, three terms with respect to

‘corrosion products’ are defined (F i g -

u r e 6 ): [1]

––

Dissolved corrosion products: ionized

form. This fraction is not detected with

turbidity measurement

––

Particulate corrosion product: suspended

corrosion products. This fraction is

detected with turbidity measurement

––

Total corrosion products: sum of dissolved

and particulate corrosion products

It depends on the grab sample and analytical

method, whether the total corrosion

product is determined or only a fraction

like the particulate corrosion product.

With the usual corrosion product sampling,

suspended solids are collected with a

mesh. This fraction is defined as ‘particulate

corrosion products’. Everything which

passes the mesh is defined as the ‘dissolved’

fraction. It follows that ‘dissolved’ corrosion

products involve all particles that pass

through the filter. But with turbidity measurement,

even solids in the nano-meter

range are detected.

If the dissolved corrosion product fraction

is insignificant compared to the particulate

corrosion product fraction, turbidity can

be correlated with the total corrosion product.

Useful hints for a turbidity-iron/copper

correlation

If a turbidity reading is correlated with an

iron/copper concentration, the following

hints should be taken into account:

––

The grab sample or corrosion product

sample should be installed on the same

extraction point as the turbidity analyzer

––

Stable conditions are required

––

Comparative method for iron/copper

analysis must have an appropriate detection

limit

––

Only if the ‘dissolved iron/copper’ fraction

is insignificant, turbidity can be correlated

with the ‘total corrosion product’

––

Relation between turbidity and iron/

copper concentration is only linear in a

small concentration region

Tab. 2. Detection limit of turbidity measurement with respect to particle size distribution based on

experimental data with iron(II,III) oxide powder.

Particle size: 1 µm

Particle size: 50 nm

Detection limit (as ppb Fe) 0.5 15

Particle

size

Grab Sample

Laboratory Analysis

Dissolved

Corrosion product

sampler

Fig. 6. Definition of different terms according to [1].

Turbidity HP Feedwater in NTU

0.16

0.14

0.12

0.1

0.08

0.06

0.04

0.02

0

0.45 µm

0.20 µm

Turbidity HP Feedwater (NTU) VS Load (MW)

Date (Aug 27 - Sept 5, 2017)

Turbidity

Turbidity

Load

Fig. 7. Fluctuation of corrosion products in feedwater caused by fast and frequent load variation.

Iron concentration in ppb

9,000

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

300

250

200

150

100

50

0

400

350

300

250

200

150

100

50

Load in MW

Power output in MW

0

0

22.4.14 4:48 22.4.14 9:36 22.4.14 14:24 22.4.14 19:12

LP feedwater Condensate downstream CPP ACTIVE POWER

Fig. 8. Turbidity (as Fe) During Start Up Load Transients.

45

8 >

Umschlag S-175-00-2014-04-DE_A3q.indd 1 15.04.2014 08:07:52


Cycling plants and total-iron

In the so called “good old times”, where

most of the plants had been either operated

in base load, or at least with very seldom

and smooth load variations, the analyses of

total-iron were not required in a high frequency

(max. 1 x per day, often just 3 x per

week), since strong fluctuations neither

had to be expected, nor experienced.

Meanwhile the situation changed completely,

and base load plants rather exist anymore

and the importance for a detailed knowledge

of the trend behavior of total-iron in

the various systems increase tremendously.

Steady state conditions recommended in

all current guidance are not achieved by

the plant during flexible operating periods.

Manual grab samples with analyses and

evaluation the lab cannot fulfill these

needs in gaining those data, since also in

most of the plants there is a lack of chemical

staff having the time and the facilities to

perform this high time-consuming task especially

during those cycling phases. On

the other hand, without those trends and

data a development of counter measures or

at least maintenance strategies are simply

impossible and very expensive surprises,

like strongly increased wear and tear on

control valves, particle impingement, particle

erosion and deposit problem, etc. will

be the result.

Considering also the experienced concentrations

of total-iron during those events

(peaking up to x mg/kg!) time intensive

analytical methods in the lower µg/kg

range are certainly unnecessary and a very

high accuracy is not really required.

Proxy methods like the online monitoring

of turbidity may help here, however it must

be clearly stated that those methods cannot

replace a proper analysis at all and the conversion

from turbidity into a concentration

will have always a significant error,

hence it should not be used as complete

replacement for proper analysis. Nevertheless,

as trend monitor on one hand and for

a good estimation about the approximate

concentration levels (few µg/kg, or some

100 µg/kg, etc.) the turbidity monitoring

may be a helpful tool to indicate where the

corrosion products are released and how

those are distributed.

Case studies

The 2 graphs in F i g u r e 7 are demonstrating

the use of online turbidity in different

locations and situations.

The values gained and shown in F i g u r e 8

had been gone along with an extraordinary

and intensive grab sample monitoring program

in parallel. As mentioned before the

individual, single values may differ slightly,

but the overall level and trend was always

congruent.

These trends are also clearly demonstrating

that relying solely on grab samples at

steady load conditions may lead to false

conclusions and may sway the operator in

a false safety.

Conclusion

Turbidity measurement is a suitable method

for trend monitoring of particulate corrosion

products in water-steam cycle. The

analyzer should be equipped with a light

source according to ISO 7027 (860 nm)

[4]. Correlation of turbidity with iron/copper

depends on several properties of the

particle. Such properties like particle size

distribution are individual for each plant

and can change over time. Consequently,

the turbidity measurement cannot replace

a proper analysis at all and the conversion

from turbidity into a concentration will

have always a significant error. Nevertheless,

as trend monitor on one hand [7] and

for a good estimation about the approximate

concentration levels (few µg/kg, or

some 100 µg/kg, etc.) the turbidity monitoring

may be a helpful tool to indicate

where the corrosion products are released

and how those are distributed, which will

at least support further, individual strategies

for the plant.

References

[1] IAPWS, Technical Guidance Document: Corrosion

Product Sampling and Analysis for Fossil

and Combined Cycle Plants; 2013.

[2] Fossil Plant Cycle Chemistry Instrumentation

and Control – State-of-Knowledge Assessment.

EPRI, Palo Alto, CA: 2007. 1012209

[3] Guidelines for drinking-water, Volume 3: Surveillance

and control of community supplies;

World Health Organization, Geneva, 1997

[4] Water Quality – Determination of turbidity;

1999, International Organization for Standardization,

Geneva, Switzerland; ISO

7027:1999(E).

[5] EPA Method 180.1: Determination of Turbidity

by Nephelometry, United Stated Environmental

Protection Agency; 1993.

[6] Water Quality – Guidance on Analytical Quality

Control for Chemical and Physicochemical

Water Analysis; 2009, International Organization

for Standardization, Geneva, Switzerland;

ISO 13530:2009(E).

[7] Turbidity Measurement as trend monitor for

particulate corrosion products. M. Lendi,

2016 E. Wagner, Conference on Flow Accelerated

Corrosion

l

VGB-Standard

IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen

Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-DE

DIN A4, 73 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

DIN A4, 73 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.

Der VGB-Standard VGB-S-175-00-2014-04-DE zeigt die relevanten Bedrohungen und Fehlerquellen

für den Betrieb der Erzeugungsanlagen. Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische

Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch

Handlungsempfehlungen und weitere Informationsquellen.

In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert

und seitens der Hersteller die Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt.

Mithilfe des VGB-S-175-00-2014-04-DE können die die IT-Sicherheit betreffenden organisatorischen

und technischen Strukturen und Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvestitionen

abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und Präzisierung ist dabei unverzichtbar.

* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.

VGB PowerTech Service GmbH

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften


Klinkestraße 27-31

45136 Essen

Fon: +49 201 8128 – 0

Fax: +49 201 8128 – 329

www.vgb.org

VGB-Standard

IT-Sicherheit für

Erzeugungsanlagen

VGB-S-175-00-2014-04-DE

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany

Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop

46


Tagungsbericht: VGB Chemie im Kraftwerk 2018

Rückblick auf die VGB-Konferenz

„Chemie im Kraftwerk 2018“

Sabine Kuhlmann

ANKÜNDIGUNG

VGB-KONFERENZ

CHEMIE IM KRAFTWERK 2019

MIT FACHAUSSTELLUNG

(22.) 23. UND 24. OKTOBER 2019, WÜRZBURG

MARITIM HOTEL WÜRZBURG

Der Treffpunkt der internationalen Kraftwerkschemie

Die Schwerpunkte der Veranstaltung liegen auf den Themen:

l Konditionierung von Wasser-Dampf-Kreisläufen und Kühlkreisläufen

l Wasseraufbereitungsverfahren und Abwasserbehandlungsverfahren

l Chemische Aspekte der Kohle- und Mitverbrennung

l Chemische Aspekte der Rauchgasreinigungsverfahren und CO 2 -Abscheidung

l Analytik und dazu gehörige Qualitätssicherung

l Chemie in Kernkraftwerken

VGB PowerTech e.V. |

Internationaler Fachverband für die Erzeugung und Speicherung von Strom- und Wärme | www.vgb.org

Informationen zur Teilnahme

Ines Moors | Tel.: +49 201 8128-274 | E-Mail: ines.moors@vgb.org

Informationen zur Fachausstellung

Angela Langen | Tel.: +49 201 8128-310 | E-Mail: angela.langen@vgb.org

Know-how-Verluste in der Kraftwerkschemie,

Verringerung des Personals für die

Chemie vor Ort und damit einhergehendes

Outsourcing der chemischen Analytik sowie

die Herausforderungen der flexiblen

Fahrweise konventioneller und nuklearer

Kraftwerke durch den gesetzlich garantierten

Vorrang der Erneuerbaren zählen nach

wie vor zu den Themen, die auf der Agenda

der Kraftwerkschemie ganz weit oben stehen.

Diese Themen und weitere Aspekte

der Kraftwerkschemie standen im Fokus

der 54. VGB-Konferenz „Chemie im Kraftwerk

2018“, die mit begleitender Fachausstellung

vom 24. bis 25. Oktober 2018 in

Magdeburg stattgefunden hat.

An der Veranstaltung, die erstmalig vom

neuen Vorsitzenden des VGB-Technical

Committee „Chemistry“, Walter Hoffmann

eröffnet wurde, haben rund 250 Teilnehmer

aus dem In- und Ausland teilgenommen,

denen ein interessantes und aktuelles

Vortragsprogramm mit 23 Beiträgen geboten

wurde. Teilnehmer und Aussteller aus

15 Nationen und Vortragende z.B. aus

Großbritannien, Spanien, der Schweiz, Israel,

den Niederlanden und den USA haben

erneut gezeigt, wie international diese

traditionsreiche VGB-Veranstaltung ist. In

den Vorträgen wurden die aktuellen

Trends und Problemstellungen im Wasser-

Dampf-Kreislauf, bei der Rauchgasreinigung,

der Nuklearchemie, der Wasseraufbereitung

und weiterer, für die Kraftwerkschemie

relevanter Themen erörtert.

So wurde z.B. in einem ausführlichen Beitrag

von Dr. Dieter Mauer der Firma Mion-

Tec GmbH, Leverkusen über „Autonomes

Fahren“ einer VE-Anlage mit Hilfe künstlicher

Intelligenz berichtet. Eine menschenleer

betreibbare Anlage, bei der gleichzeitig

auch die Laborkompetenzen soweit wie

möglich verringert werden, sind immer

häufiger Ziele, die bei der Neuplanung industrieller

Anlagen definiert werden. Diese

Anlagen müssen in die Lage versetzt werden,

sich selbst zu analysieren, Probleme

zu erkennen und zu orten und bestenfalls

auch sofort Lösungsmöglichkeiten zur Problembeseitigung

anzubieten. Das vorgestellte

Verfahren nutzt die künstliche Intelligenz

und ist in der Lage, aus sehr wenigen

Messdaten komplexe Vorhersagen des Anlagenverhaltens

bezogen auf jede einzelne

Stufe der Anlage zu ermitteln. Es sagt Leitfähigkeit

und pH nach jeder Stufe voraus

und zeigt sie in Kurvenform ähnlich, wie es

der Betreiber von seinem PLS gewohnt ist.

Die autonome Reparatur bleibt Vision,

aber bereits jetzt kann der Regeneriermittelverbrauch

durch auf das tatsächlich Notwendige

beschränkt werden.

Ein anderer interessanter Ansatz wurde

von Christiane Holl, Hydro-Engineering

GmbH, Mülheim, vorgestellt, die in ihrem

Beitrag verschiedene Konditionierungs-

Autorin

Sabine Kuhlmann


Essen, Deutschland

VGB-Konferenz „Chemie im Kraftwerk 2018“. Dr. Dieter Mauer, MionTec GmbH, berichtet über

„Autonomes Fahren“ einer VE-Anlage mit Hilfe künstlicher Intelligenz.

47

Tagungsbericht: VGB Chemie im Kraftwerk 2018 VGB PowerTech 3 l 2019

VGB-Konferenz Chemie im Kraftwerk 2018. Blick ins Auditorium der Veranstalltung in Magdeburg.

Kommunikation innerhalb der internationalen

VGB-Community sind für den zuverlässigen,

umweltkompatiblen und sicheren

Betrieb moderner Kraftwerke von unschätzbarem

Wert, der von den Konferenzteilnehmern,

Austellern und Vortagenden

gleichermaßen geschätzt und genutzt wird

und für den VGB PowerTech die erforderliche

Plattform bereit stellt.

Insgesamt kann resümiert werden, dass

auch die 54. „Chemie im Kraftwerk“ wieder

ein voller Erfolg war und sich die Teilnahme

für Besucher, Aussteller und Vortragende

auch in 2018 gelohnt hat.

Das VGB-Team, Dr. Andreas Wecker, Ines

Moors und Angela Langen, bedankt sich

bei allen Konferenzteilnehmern, Vortragenden,

Austellern und Sponsoren für eine

überaus gelungene Veranstaltung und

freut sich auf die nächste „Chemie im

konzepte bei unterschiedlicher Anlagentechnik

erläuterte. Christiane Holl zeigte,

dass durch eine veränderte Konditionierung

bei laufendem Betrieb Verunreinigungen,

z.B. bei Leckagen in Wärmetauschern,

analysiert und teilweise ausgeschleust

werden können. Durch diese

Maßnahmen erhöht sich die Verfügbarkeit

von Anlagen trotz deutlicher Überschreitung

der im VGB-Standard VGB-S-010 festgelegten

Actionlevel.

Neben diesen Beispielen zur Kosten- und

Anlagenoptimierung durch Digitalisierung

und Erhöhung der Verfügbarkeit durch

verbesserte Kraftwerkschemie steht natürlich

stets die Ressourcenschonung im Fokus,

zur maximalen Harmonisierung der

Erzeugung mit umweltpolitischen Anforderungen.

In diesem Zusammenhang hat

der reduzierte Einsatz von Rohwasser permanent

einen sehr hohen Stellenwert in

der Kraftwerkschemie. Heiko Woizick,

RheinEnergie AG, Köln, berichtete in seinem

Beitrag über das Recyclen von Abwässern

aus dem Wasser-Dampfkreislauf, die

beim Kraftwerksbetrieb anfallen. Es wurden

Aufbereitungsanlagen vorgestellt, die

eine weiterte Nutzung der Abwasserströme

im Wasser-Dampf-Kreislauf oder Fernwärmenetz

ermöglichen und dadurch die Abwassermenge

deutlich minimieren. Heiko

Woizick erläutert verschiedene Applikationsmöglichkeiten

auch für Industriekraftwerke.

Das internationale Vortragprogramm wurde

auch bei dieser „Chemie im Kraftwerk“

wieder durch eine interessante Fachausstellung

ergänzt und abgerundet. 34 Aussteller

nutzen die begleitende Ausstellung

zur Präsentation ihrer Produkte und

Dienstleistungen. Die Ausstellung bot den

Konferenzteilnehmern die Möglichkeit

zum direkten Dialog mit den Ausstellern

und wurde von den Teilnehmern sehr gut

angenommen und entsprechend besucht.

Trotz aller Innovationen, optimierter Fahrweisen

und neuester Anlagentechnik sind

es nach wie vor aber die Entscheidungen

des Kraftwerkchemikers, die den Anlagenbetrieb

bestimmen. Bei der Entscheidungsfindung

müssen die Vor- und Nachteile und

Erfahrungen gegeneinander abgewogen

werden. Dementsprechend war ein Teil der

Konferenz auch wieder diesem Aspekt gewidmet:

beginnend mit dem Get-Together,

das am Vorabend der Veranstaltung in der

Fachausstellung stattgefunden und zu dem

unser Austeller Swan Analytical Instruments

alle Konferenzteilnehmer eingeladen

hatte, über die Gespräche und Diskussionen

in den Pausen und beim Mittagessen

und in der Fachausstellung bis hin zur

Abendveranstaltung im Magdeburger

Ratskeller, die am Ende des ersten Konferenztages

mit Unterstützung von Kurita

Europe GmbH und Purolite GmbH durchgeführt

werden konnte, boten sich den

Teilnehmern immer wieder Gelegenheiten

zum fachlichen Austausch und zum Netzwerken,

die für die Entscheidungsfindung

unerlässlich sind. Der Erfahrungsaustausch

mit den Kollegen, das Anbahnen

und Auffrischen von Kontakten und die

Kraftwerk 2019“, die am 23. und 24. Oktober

2019, im Maritim Hotel in Würzburg

zum 55. Mal der Treffpunkt der internationalen

Kraftwerkschemie sein wird.

Das Call for Papers zu dieser Veranstaltung

wird in Kürze starten. Die Fachausstellung

kann bereits jetzt gebucht werden.

Informationen zur „Chemie im Kraftwerk

2019“ erhalten Sie von Dr. Andreas Wecker

(fachliche Betreuung, andreas.wecker@

vgb.org), Ines Moors, (Organisation, ines.

moors@vgb.org) und Angela Langen (Fachausstellung,

angela.langen@vgb.org). l

48


Tagungsbericht: VGB Chemie im Kraftwerk 2018

49

VGB PowerTech e. V. ist der internationale Fachverband für die Erzeugung und Speicherung von Strom- und

Wärme und Sitz in Essen. Seit seiner Gründung im Jahr 1920 hat sich der VGB PowerTech zum internationalen

technischen Kompetenzzentrum für die Betreiber von Kraftwerken und Energieanlagen entwickelt. Die Mitglieder

aus 33 Ländern repräsentieren eine Erzeugungsleistung von rund 302.000 MW mit einem breiten Spektrum von

Anlagen und allen Erzeugungsarten.

Zur Erweiterung unseres Portfolios und Verstärkung unseres Teams suchen wir zum nächstmöglichen Termin einen:

Ingenieur (m/w/d) Windenergieanlagen

Der Bereich Erneuerbare Energien der VGB PowerTech Service GmbH, der Wirtschaftsgesellschaft des VGB PowerTech

e.V., baut seine Dienstleistungen im Bereich der Inspektion und Untersuchung von Windkraft anlagen

deutlich aus. Die Untersuchungen werden in der Regel vor Ort bei den Mitgliedsunternehmen und Kunden durchgeführt.

Gewonnene Erkenntnisse werden durch den fortlaufenden Erfahrungsaustausch innerhalb der VGB-Gremien

sowie regelmäßig angebotene Workshops und Seminare weitergegeben und tragen zur Erhöhung der Sicherheit,

Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit bei. Besonderer Mehrwert wird durch die interdisziplinäre und

enge Zusammenarbeit mit dem VGB-Werkstofflabor sowie dem Bereich Bau- und Montageüberwachung erzielt.

Das Aufgabengebiet umfasst:

| Selbstständige Durchführung wiederkehrender Prüfungen in den Anlagen der Kunden im In- und Ausland

| Ableitung von notwendigen Maßnahmen für den weiteren Betrieb der Anlagen

| Begleitung von Schadensanalysen

| Unterstützung der Betreiber bei technischen Verhandlungen mit Herstellern

| Erstellung von Gutachten für den Weiterbetrieb von Anlagen, inkl. sachverständiger Begutachtung

| Selbstständiges Erstellen von Untersuchungsberichten

| Unterstützung bei der Vorbereitung und Durchführung von Seminaren und Workshops

Wegen der internationalen Ausrichtung unseres Verbandes und der VGB PowerTech Service GmbH suchen wir

Bewerber mit sehr guten Kenntnissen der englischen und deutschen Sprache in Wort und Schrift.

Wir suchen für diese Tätigkeit eine kontaktfreudige, kooperative und teamorientierte Persönlichkeit mit sicherem

Auftreten.

Wir bieten nach fundierter Einarbeitung und entsprechender Eignung die Möglichkeit einer interessanten und

abwechslungsreichen Tätigkeit mit einer leistungsgerechten Vergütung und guten Sozialleistungen.

Interessierte Bewerber bitten wir um Zusendung aussagefähiger Bewerbungsunterlagen unter Angabe des frühesten

Eintrittstermins und der Gehaltsvorstellung an die Personalabteilung der VGB PowerTech Service GmbH.


Personalabteilung

Frau Koprek

Deilbachtal 173

45257 Essen

Telefon: +49 201 4862-211

E-Mail: b.koprek@ksg-gfs.de

www.vgb.org

VGB PowerTech e. V. ist der internationale Fachverband für die Erzeugung und Speicherung von Strom- und

Wärme und Sitz in Essen. Seit seiner Gründung im Jahr 1920 hat sich der VGB PowerTech zum internationalen

technischen Kompetenzzentrum für die Betreiber von Kraftwerken und Energieanlagen entwickelt. Die Mitglieder

aus 33 Ländern repräsentieren eine Erzeugungsleistung von rund 302.000 MW mit einem breiten Spektrum von

Anlagen und allen Erzeugungsarten.

Zur Verstärkung unseres Laborbereichs suchen wir zum nächstmöglichen Termin einen:

Dipl.-Ingenieur/Masterabsolvent (m/w/d) Werkstofftechnik

Das Werkstofflabor der VGB-PowerTech Service GmbH verfügt über eine langjährige Erfahrung auf dem Gebiet

der Schadensanalytik und Untersuchung von Werkstoffen im Bereich der Kraftwerkstechnik. Mit 14 Beschäftigten

werden neben den Untersuchungen im hauseigenen Labor auch Lebensdaueruntersuchungen bei unseren Mitgliedsunternehmen

vor Ort durchgeführt. Besonderer Mehrwert wird durch die interdisziplinäre und enge Zusammenarbeit

mit unserem Bereich Wasserchemie erzielt.

Das Aufgabengebiet umfasst:

| Eigenständige Abwicklung von Untersuchungsaufträgen inkl. Erstellung von Untersuchungsberichten

in deutscher und englischer Sprache

| Unterstützung des Abteilungsleiters bei der Koordination der Auftragsabarbeitung im Werkstofflabor

| Durchführung und Koordination von revisionsbegleitenden Arbeiten bei unseren Kunden im

In- und Ausland (auch außereuropäisch)

| Bauleitertätigkeit als Aufsichtsführender vor Ort, Koordination von Fremdfirmen

| Mitarbeit und Koordination bei Forschungsarbeiten

Wir erwarten vom Bewerber folgende Kenntnisse, Fähigkeiten und Erfahrungen:

| Abgeschlossenes Studium der Fachrichtung Werkstofftechnik (Master, Diplom)

| Mindestens eine 1-jährige Berufserfahrung im Bereich eines Schadenslabors

| Sehr gute Erfahrung mit der Durchführung der ambulanten Metallographie,

inkl. eigenständige Bewertung der Ergebnisse

| Reisebereitschaft bis zu 50 %

| Sehr gute Englischkenntnisse in Wort und Schrift

Wegen der internationalen Ausrichtung unseres Verbandes und der VGB PowerTech Service GmbH suchen wir

Bewerber mit sehr guten Kenntnissen der englischen und deutschen Sprache in Wort und Schrift.

Wir suchen für diese Tätigkeit eine kontaktfreudige, kooperative und teamorientierte Persönlichkeit mit sicherem

Auftreten.

Wir bieten nach fundierter Einarbeitung und entsprechender Eignung die Möglichkeit einer interessanten und

abwechslungsreichen Tätigkeit mit einer leistungsgerechten Vergütung und guten Sozialleistungen.

Interessierte Bewerber bitten wir um Zusendung aussagefähiger Bewerbungsunterlagen unter Angabe des frühesten

Eintrittstermins und der Gehaltsvorstellung an die Personalabteilung der VGB PowerTech Service GmbH.


Personalabteilung

Frau Koprek

Deilbachtal 173

45257 Essen

Telefon: +49 201 4862-211

E-Mail: b.koprek@ksg-gfs.de

www.vgb.org

Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen VGB PowerTech 3 l 2019

Entstehung von stickstoffbasierten

Emissionen in zirkulierenden

Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen

Stefan Zeltner

Abstract

Formation of nitrogen-based emissions

in circulating fluidised bed combustion

plants

The generation of nitrogen-based emissions is,

adjacent to the well-known dependence on the

combustion temperature, also linked to the supply

of oxygen in the combustion zone. The empirical

based assumptions could be proved for

the large scale by measurements of the generated

raw gas in circulating fluidised bed incinerators.

While the emissions of NO 2 , N 2 O, HCN and

NH 3 decrease exponentially with decreasing

concentrations of oxygen, the curve progression

of the generation of NO is similar to an upwards

opened parabola with a vertex at about

2.2 Vol.-%. Based on these interrelationships,

an optimum working point for the minimization

of nitrogen-based emissions can be defined

at an oxygen concentration in the raw gas of

about 4 Vol.-%. The adaption of this parameter

leads among the reduction of the NO x -concentration

to an improvement of the plant efficiency

due to a reduction of the required power demand

of blowers. The variation of the oxygen

concentration in the raw gas should be executed

stepwise while taking further parameters (such

as fluctuations of the fuel parameters in combination

with different oxygen demands leading

to peaks of the CO and C org emissions) into account.

Next to the continuous decrease of the

NO x concentrations, a short-term reduction of

this parameter to avoid imminent off-limit conditions

is possible.

l

Autor

Stefan Zeltner M.Sc.

Universität Kassel

Fachgebiet Abfalltechnik

Fachbereich 14 - Umweltingenieurwesen

Kassel, Deutschland

Hintergrund

Stickstoffbasierte Emissionen rückten in

der nahen Vergangenheit verstärkt in den

Fokus. Besonders der Dieselskandal und

die dabei entlarvte Manipulation der Stickoxidwerte

erregte eine enorme öffentliche

Aufmerksamkeit. Auch in der Fachwelt regten

die Verschärfung des Halbstundenmittelwertes

von 200 auf 150 mg/m 3 N, die

Einführung des Jahresmittelwertes von

100 mg/Nm 3 für Neuanlagen und die Begrenzung

der Ammoniak-Konzentration

auf 15 bzw. 10 mg/m 3 N jeweils zum

01.01.2016 Diskussionen an, wie und mit

welcher Technik die neuen Grenzwerte

eingehalten werden können.

Insbesondere die SNCR-Technik wird

durch die verschärften Grenzwerte an ihre

Grenzen gebracht. Diese Entstickungsmethode

benötigt für hohe Wirkungsgrade

ein sehr schmales Temperaturfenster, das

insbesondere bei Abfallverbrennungsanlagen

durch die schwankenden Brennstoffparameter

nicht immer zuverlässig einzuhalten

ist.

Mit der Aufnahme der jährlichen N 2 O-Messung

in die BAT 5 der finalen Version des

BVT-Merkblatts Abfallverbrennung wurde

dem Lachgas (N 2 O) als einer weiteren

Stickstoffverbindung Aufmerksamkeit geschenkt.

Diese Verbindung besitzt im Vergleich

zu CO 2 das 300-fache Treibhauspotential

und gilt aus diesem Grund als stark

klimaschädlich [Bührke 2012].

Da die Bildung von Stickoxiden und Lachgas

in erster Linie über die Zwischenstufe

Cyanwasserstoff (HCN) abläuft, wird im

Folgenden auch diese Abgaskomponente

betrachtet, wenngleich sie bislang kein

überwachungspflichtiger Abgasbestandteil

ist.

Bildung von Stickstoffverbindungen

Die Bildung von stickstoffbasierten Emissionen

ist sehr stark von den sich einstellenden

Gleichgewichten abhängig. In vielen

Fällen wird das Hauptaugenmerk aufgrund

der Bildung von thermischem NO x auf die

Temperatur gelegt.

Der folgende Beitrag zeigt auf, dass auch

durch eine gezielte Einstellung des Sauerstoffsollwertes

im Rohgas die Konzentrationen

der bei der Verbrennung entstehenden

Stickstoffverbindungen minimiert

werden können. Um die Beeinflussung der

Gleichgewichte und die damit verbundenen

Konzentrationsänderungen beschreiben

zu können, wird zunächst auf die

grundsätzlichen Bildungsmechanismen

der eingangs erwähnten Verbindungen

eingegangen.

Stickstoffmonoxid (NO) ist aufgrund des

im Regelfall höchsten Rohgasanteils der

wichtigste Vertreter der stickstoffbasierten

Emissionen. NO kann auf drei verschiedenen

Bildungswegen entstehen, wobei die

maximal herrschende Verbrennungstemperatur

einen maßgeblichen Einfluss auf

die stattfindenden Mechanismen nimmt.

Neben der NO-Bildung aus dem im Brennstoff

enthaltenen Stickstoff kann ab Temperaturen

von 1.000 °C durch die Reaktion

von Sauerstoff mit dem mit der Verbrennungsluft

zugeführten diatomaren Stickstoff

(N 2 ) das sogenannte „Thermische

NO“ durch den Zeldovic-Mechanismus entstehen

(s. B i l d 1 ). Zusätzlich tritt ab

Temperaturen von 1.200 °C der Fenimore-

Mechanismus auf, bei dem in sauerstoffarmen

Bereichen das sogenannte prompte

NO durch Radikalreaktionen gebildet

wird. Dieser Reaktionsweg spielt im Vergleich

zu den zuerst genannten Mechanismen

aber eine untergeordnete Rolle.

Da bei der Wirbelschichtfeuerungstechnik

Temperaturen von 1.000 °C nur sehr selten

überschritten werden, wird im Folgenden

das Augenmerk auf die NO-Bildung aus

dem Brennstoff gelegt. [Schrod 1985]

Wie aus B i l d 1 hervorgeht, läuft die Bildung

von Stickstoffmonoxid aus dem

Brennstoffstickstoff über mehrere Zwischenstufen

(NH 3 /HCN und NH i ) ab. Das

Gleichgewicht zwischen der NO- und der

N 2 -Entstehung ist stark vom Sauerstoffpartialdruck

abhängig und kann durch eine

gezielte Anpassung des Sollwertes der Sauerstoffkonzentration

im Rohgas beeinflusst

werden, worauf im weiteren Verlauf näher

eingegangen wird. Im Bereich der Abfallverbrennung

werden üblicherweise wegen

der Vorgaben für Emissionsgrenzwerte die

Komponenten Stickstoffmonoxid und

Stickstoffdioxid (NO 2 ) zum Summenpara-

52


Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen

Brennstoff

N

Luftstickstoff

N 2

NCN

meter NO x zusammengefasst, wobei mit

95 Ma.-% überwiegend NO gebildet wird.

Die laut Definition ebenfalls zu den Stickoxiden

gehörenden Komponenten N 2 O 3 ,

N 2 O 4 sowie N 2 O 5 und bislang auch N 2 O

spielen dabei eine untergeordnete Rolle.

[Schrod 1985]

NO 2 wird im Wesentlichen aus bereits bei

der Verbrennung entstandenem NO beim

anschließenden Übergang aus der heißen

Verbrennungszone in kühlere Bereiche bei

Temperaturen unter 800 °C gebildet. Zum

Ablauf dieser Reaktionen ist die Anwesenheit

von O-, H- oder OH-Radikalen nötig.

Die Bildung von NO 2 ist demnach stark von

den Verbrennungsbedingungen bzw. der

Vollständigkeit des Gasausbrands abhängig.

Aufgrund der üblicherweise sehr konstant

ablaufenden Verbrennung in Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen

liegt NO 2 im

Regelfall in relativ niedrigen Konzentrationen

vor.

Cyanwasserstoff (HCN, Trivialname Blausäure)

ist neben Ammoniak (NH 3 ) ein bedeutendes

Zwischenprodukt bei der Bildung

von weiteren Stickstoffverbindungen

wie NO, NO 2 und N 2 O (B i l d 1 ). Die mögliche

Bildung von HCN ist stark abhängig

von der Bindungsform des Stickstoffs in

der Brennstoffstruktur. Ist der im Brennstoff

enthaltene Stickstoff hauptsächlich

an Heteroaromaten gebunden, wird vorwiegend

Cyanwasserstoff gebildet. Heteroaromaten

sind insbesondere in älteren

Brennstoffen wie Kohle gebunden. Aus diesem

Grund ist bei der Verbrennung von

Abfällen allenfalls mit sehr geringen HCN-

Konzentrationen zu rechnen. [Vitovec

1999]

Für die Anwesenheit von Ammoniak (NH 3 )

im Rauchgas von Verbrennungsanlagen

gibt es zwei mögliche Gründe. Zum einen

können Ammoniakemissionen als sogenannter

Schlupf aus der SNCR-Entstickungsstufe

resultieren. Als Reduktionsmittel

dienen bei diesem Verfahren im Regelfall

Ammoniak oder Harnstoff. Dabei

reagiert Ammoniak direkt mit den im

Rauchgas enthaltenen Stickoxiden; Harnstoff

zerfällt zunächst zu CO und NH 2 , wodurch

die eigentliche Entstickungsreaktion

NH 3

NH i

N 2

+O 2

+OH,H

+OH,O,O 2

NO-Recycle

thermisches NO

+NO

+OH,O,O 2

+CH, CH 3

Bild 1. Bildungspfade von NO und N 2 aus dem im Brennstoff und in der Verbrennungsluft

enthaltenen Stickstoff (Anm.: es werden zur besseren Übersichtlichkeit jeweils nur die

beteiligten Ausgangsstoffe für die Reaktionen, nicht dagegen die Gesamtheit aller Produkte

für die jeweiligen Reaktionen angeführt.) [nach Hafner 2004, modifiziert].

+NH i

NO

etwas verzögert stattfindet. Für die Vorgänge

des SNCR-Verfahrens ist für hohe

Umsatzraten bzw. einen hohen Wirkungsgrad

die Einhaltung eines engen Temperaturfensters,

bestenfalls zwischen 900 und

1.050 °C, erforderlich. Bei niedrigeren

Temperaturen kommt es zum Ammoniak-

Schlupf, da unter diesen Umständen die

Aktivierungsenergie für die Entstickungsreaktion

nicht ausreicht. Liegt die Temperatur

oberhalb des optimalen Fensters,

wird das eingedüste Reduktionsmittel zunehmend

oxidiert und führt zu zusätzlichen

NO x -Emissionen, die den Gesamtwirkungsgrad

der SNCR-Stufe senken. [Schüttenhelm

2015]

Zum anderen kann Ammoniak bei der Verbrennung

selbst gebildet werden. Dieser

Mechanismus tritt ein, wenn für die vollständige

Oxidation des Stickstoffs nicht

genügend Sauerstoff zur Verfügung steht.

Wie B i l d 1 zu entnehmen ist, wird für die

im Anschluss an die Ammoniakbildung

stattfindenden Reaktionsmechanismen

Sauerstoff benötigt. Wird eine Verbrennungsanlage

bei sehr niedrigem Luftüberschuss

betrieben, können durch die mit

schwankenden Brennstoffqualitäten einhergehenden

Heizwertschwankungen und

die daraus resultierenden unterschiedlichen

Sauerstoffzehrraten Betriebszustände

mit zeitweise (lokalem) Sauerstoffmangel

entstehen. Neben CO-Peaks, die üblicherweise

als Indikator für eine unvollständige

Verbrennung gelten, können während

dieser Phasen auch Ammoniak-Spitzen

auftreten. Der bei der Verbrennung

entstehende Ammoniak resultiert im Gegensatz

zu HCN aus Brennstoffen mit aminischen

Strukturen. Diese sind hauptsächlich

in jüngeren Brennstoffen wie Biomasse

oder Abfall wiederzufinden. Aus diesem

Grund ist anzunehmen, dass die NO-Bildung

bei der Abfallverbrennung hauptsächlich

über den NH 3 -Pfad abläuft.

Lachgas (N 2 O) wird vorwiegend in einem

verhältnismäßig niedrigen Temperaturbereich

zwischen 700 und 900 °C gebildet.

Bei höheren Verbrennungstemperaturen

überwiegen die Zersetzungs- gegenüber

den Bildungsmechanismen. Basierend auf

diesem Zusammenhang rückt die Wirbelschichttechnik

im Vergleich zu konventionellen

Rostfeuerungen aufgrund der vergleichsweise

niedrigen Verbrennungstemperaturen

zunächst in den Fokus.

N 2 O entsteht grundsätzlich aus den im

Brennstoff enthaltenen Stickstoffverbindungen,

wobei sowohl ein homogener als

auch ein heterogener Bildungsmechanismus

stattfinden kann.

Die homogene Gasphasenreaktion aus den

im Brennstoff enthaltenen flüchtigen Stickstoffverbindungen

läuft wie auch die NO-

Bildung über die Zwischenstufen NH 3 oder

HCN ab. Bei Laborversuchen stellte sich

heraus, dass im Vergleich zum NH 3 -Bildungspfad

etwa zehn Mal mehr Lachgas

über den HCN-Bildungsweg entsteht

[Kramlich 1989]. Aus diesem Grund ist für

die potentielle Lachgasentstehung hauptsächlich

HCN als Zwischenprodukt zu beachten.

Wie bei der HCN-Bildung bereits

erläutert, ist bei der Verbrennung von Abfällen

grundsätzlich von verhältnismäßig

geringen HCN-Konzentrationen auszugehen,

wodurch auch die Bildung von Lachgas

stark gehemmt wird. Liegt für die Oxidation

von HCN zu NO ausreichend Sauerstoff

vor, ist bei Wirbelschichtanlagen trotz

der geringen Verbrennungstemperaturen

von niedrigen Lachgaskonzentrationen

auszugehen. Sinkt allerdings im Zuge von

starken Heizwertschwankungen der Sauerstoffpartialdruck

aufgrund der damit

einhergehenden erhöhten Sauerstoffzehrung,

treten zeitweise (lokale) sauerstoffarme

Bereiche auf, wodurch die Zwischenprodukte

HCN und NH 3 nicht weiter oxidiert

werden können. Bei diesem Betriebszustand

ist folglich mit vereinzelten N 2 O-

Peaks zu rechnen. [Wargadalam 2000]

Neben der homogenen Gasphasenreaktion

kann Lachgas auch durch einen heterogenen

Bildungsweg entstehen. Diese Reaktionen

laufen zeitlich etwas verzögert im

Anschluss an die homogene Lachgasbildung

ab. Bei diesem Mechanismus finden

Oberflächenreaktionen an den Feststoff(-

flugstaub-)teilchen statt. Die dort vorhandenen

C-, CN- und CNO-Stellen können in

Verbindung mit den in der Gasphase enthaltenen

Radikalen zu N 2 O reagieren oder

die Bildung katalytisch fördern. Wie auch

bei anderen Stickstoffverbindungen wird

bei der Lachgasbildung davon ausgegangen,

dass der homogene Bildungspfad

überwiegt. [Vitovec 1999]

Zusammenfassend lässt sich festhalten,

dass neben der Temperatur auch der herrschende

Sauerstoffgehalt im Rohgas einen

maßgeblichen Einfluss auf die Bildung von

stickstoffbasierten Emissionen nimmt. Ein

hoher Sauerstoffpartialdruck verändert

die Reaktionsgleichgewichte bei der NO-

Bildung. Eine hohe Sauerstoffkonzentration

fördert demnach die Bildung von NO,

wobei gleichzeitig die gewünschte Bildung

von unschädlichem N 2 vermindert wird.

Sinkt die Sauerstoffkonzentration, steht

53


für die vollständige Oxidation des im

Brennstoff enthaltenen Stickstoffs nicht

genügend Sauerstoff zur Verfügung. Die in

B i l d 1 dargestellten Reaktionen enden

bei den Zwischenprodukten NH 3 und HCN,

wodurch diese Konzentrationen entsprechend

ansteigen. Durch eine geringe Sauerstoffverfügbarkeit

werden aufgrund der

sich einstellenden unterstöchiometrischen

Verhältnisse vermehrt Radikale gebildet,

welche die Entstehung von NO 2 sowie N 2 O

fördern.

Abgesehen von der Komponente Stickstoffmonoxid

ist bei einer starken Absenkung

der Rohgas-Sauerstoffkonzentration also

davon auszugehen, dass die Konzentrationen

der Parameter NO 2 , N 2 O, NH 3 und

HCN ansteigen. Dieser Zusammenhang

wurde in den im Folgenden beschriebenen

Versuchsreihen überprüft.

Durchführung der Messreihen

Zur Bestimmung des Einflusses der Sauerstoffkonzentration

auf die Entstehung von

Stickstoffmonoxid und Ammoniak wurden

Messreihen an zwei verschiedenen Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen

(Anlage A

und Anlage B) durchgeführt. Um die Vergleichbarkeit

sicherzustellen, fanden die

Untersuchungen stets bei Volllastbetrieb

bei regulären Betriebsbedingungen statt.

Die größtenteils baugleichen Anlagen unterscheiden

sich neben der Feuerungswärmeleistung

im Wesentlichen hinsichtlich

des Sauerstoff-Sollwertes im Abgas sowie

der Brennstoffzusammensetzung. An Anlage

A ist ein Sollwert für die Sauerstoffkonzentration

im Rohgas von 4,4 Vol.-% vorgegeben,

die tatsächliche Konzentration variiert

aufgrund von Schwankungen der

Brennstoffparameter. An Anlage B wird ein

Sollwert von 5,5 Vol.-% vorgegeben, dessen

realer Wert ebenfalls entsprechend

schwankt. Der Brennstoffmix der Anlagen

unterscheidet sich dahingehend, dass im

Gegensatz zu Anlage A an Anlage B neben

EBS auch Faserreststoffe in nennenswertem

Umfang in die Feuerung gegeben werden.

Diese Reststoffe fallen als Abfallprodukt

in der sich auf dem gleichen Gelände

befindlichen Papierfabrik an. Die über die

Faserreststoffe zugegebene Brennstoffleistung

belief sich während der Messreihen

auf ca. 10 MW (ca. 7,5 % der Nennleistung).

Aus B i l d 2 geht eine klare Abhängigkeit

der NO-Konzentration von der herrschenden

Sauerstoffverfügbarkeit hervor. Entsprechend

des theoretischen Ansatzes besteht

zwischen 3 und 8 Vol.-% O2 ein linearer

Zusammenhang zwischen den beiden

Parametern. Bei einer beispielsweisen Absenkung

des Sauerstoffgehaltes von 7 auf

3 Vol.-% wird die NO-Konzentration von

ca. 140 mg/m 3 N auf einen Wert von 70 mg/

m 3 N halbiert. Unterhalb von 3 Vol.-% finden

zunehmend Radikalreaktionen statt,

welche die NO-Bildung wiederum fördern.

c(NO) in mg/m 3 N,tr

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Der Einfluss der Sauerstoffkonzentration

auf die Parameter NO, NO 2 , N 2 O, NH 3 und

HCN wurde an Anlage A untersucht, an Anlage

B fand ausschließlich die Ermittlung

dieses Einflusses auf die Parameter NO und

NH 3 statt. Die Messpunkte befanden sich

bei beiden Anlagen an der gleichen Stelle

im Rohgaskanal am Eintritt des Economisers,

da dort die für das Messsystem maximal

zulässige Abgastemperatur eingehalten

werden konnte.

Die genannten Parameter wurden mit dem

nach DIN EN 15267 zertifizierten GASMET

CX4000 FTIR Gas Analysator von Ansyco

bestimmt. Das zu analysierende Gas wird

dabei mittels eines Sondenkopfes entnommen

und über eine beheizte Leitung zum

externen Analysator geführt. Die verwendete

FTIR-Technologie eignet sich besonders

für die gleichzeitige Bestimmung von

vielen, im Infrarotbereich absorbierenden

Abgasbestandteilen. Da diatomare homonucleare

Verbindungen wie O 2 oder N 2

durch die Infrarotspektroskopie nicht gemessen

werden können, wurde zur Sauerstoffbestimmung

ein separater Analysator

vom Typ PMA 10 von M&C mit vorgeschalteter

Kühlung (CSS-M von M&C) verwendet.

Durch das eingestellte Messintervall

von 20 Sekunden konnte innerhalb kurzer

Zeitspannen eine große Datenmenge erfasst

werden, so dass viele Verbrennungszustände

und deren Schwankungen genommen

und analysiert werden konnten.

Einfluss der

Sauerstoffkonzentration auf die

Entstehung von NO

Der Sauerstoffpartialdruck in der Brennkammer

ist eine wesentliche Einflussgröße

für die Bildung von NO. Diese verschiebt

bei einer hohen Sauerstoffverfügbarkeit

das Gleichgewicht der Bildungsmechanismen

in Richtung NO, bei einer niedrigen

Sauerstoffkonzentration kommt es vermehrt

zur Reduktion zu N 2 .

O 2,roh in Vol.-%

NO - Anlage A

NO - Anlage B

Bild 2. Abhängigkeit der NO-Konzentrationen vom Rohgas-Sauerstoffgehalt am Beispiel zweier

Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen.

Dieser theoretische Ansatz wurde durch

Rohgasmessungen im realen Anlagenbetrieb

überprüft. An den beiden Anlagen A

und B wurden mit Hilfe der zur Verfügung

stehenden Messtechnik parallel die Konzentrationen

von NO und O 2 aufgenommen

und ausgewertet. Die Anlagen weisen

grundsätzlich aufgrund der verschiedenen

Sollwerte für die Sauerstoffkonzentration

im Rohgas unterschiedliche Bereiche der

Punktescharen auf. Das breite Spektrum

der Sauerstoffkonzentrationen, wie dies

insbesondere bei Anlage A der Fall ist, ist

auf die Heterogenität des Brennstoffs mit

einer daraus resultierenden schwankenden

Sauerstoffzehrung zu erklären. Auf

diese Weise konnten für Sauerstoffkonzentrationen

im Bereich zwischen 1 und 8 Vol.-

% die resultierenden NO-Konzentrationen

ermittelt werden siehe B i l d 2 ).

Für den praktischen Anlagenbetrieb ist damit

festzuhalten, dass durch eine gezielte

Absenkung des Sollwertes für die Sauerstoffkonzentration

im Rohgas eine Minderung

der NO-Konzentration bewirkt werden

kann. Vor dem Hintergrund der im

Laufe der Jahre immer strenger gewordenen

Grenzwerte bietet die präzise Anpassung

des O 2 -Sollwertes somit neben den

üblichen Entstickungstechnologien eine

Möglichkeit, die resultierenden Stickoxidwerte

aktiv zu beeinflussen und die Grenzwerte

sicher einzuhalten.

Einfluss der

Sauerstoffkonzentration auf die

Entstehung von NH 3

Ammoniak ist ein Zwischenprodukt bei der

NO-Bildung und reagiert bei ausreichender

Sauerstoffverfügbarkeit zu NO bzw.

N 2 . Dies bedeutet im Umkehrschluss, dass

bei niedrigen Sauerstoffkonzentrationen

der für die vollständige Oxidation des gesamten

Ammoniaks nötige Sauerstoff nicht

in ausreichender Menge vorhanden ist und

die Reaktionen bei den Zwischenproduk-

54


Stickstoffbasierte Emissionen aus zirkulierenden Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen

ten NH 3 und HCN enden. Aus diesem

Grund ist bei niedrigen Sauerstoffkonzentrationen

im Rohgas von erhöhten NH 3 -

Emissionen auszugehen.

B i l d 3 verdeutlicht die bei unterschiedlichen

Sauerstoffkonzentrationen im Rohgas

resultierenden Ammoniak-Konzentrationen.

Zur Einordnung der Messwerte

sind zusätzlich der gemäß 17. BImSchV

einzuhaltende Halbstundenmittelwert von

15 mg/m 3 N und der Tagesmittelwert von

10 mg/m 3 N eingetragen. Auffällig ist dabei

insbesondere das deutlich größere Grundrauschen

der NH 3 -Konzentration an Anlage

A. Ein möglicher Grund hierfür könnte

zum einen eine höhere Stickstoffkonzentration

im Brennstoff sein, welche das Niveau

der resultierenden Ammoniakkonzentration

entsprechend anhebt. Wahrscheinlicher

ist jedoch, dass bei Anlage B

der Abbau von NH 3 durch die Zugabe der

Faserreststoffe katalytisch unterstützt

wird. Faserreststoffe weisen im Regelfall

einen verhältnismäßig hohen Calciumoxidgehalt

auf (Analysenwerte zwischen

etwa 6 und 20 Ma.-%). Das Calciumoxid

(CaO) befindet sich wie auch die im Brennstoff

enthaltenen Aschebestandteile und

das Bettmaterial im Umlauf des Primärkreislaufes

und steht somit bis zur Abtrennung

im Heißgaszyklon im intensiven Kontakt

mit den Rauchgasen. CaO wirkt sich in

der Verbrennung durch den katalytischen

Effekt oxidierend auf unvollständig verbrannte

Verbindungen wie beispielsweise

NH 3 und HCN aus, wodurch auch bei einer

geringen Sauerstoffkonzentration hohe

Umsatzraten erzielt werden. Bedingt

durch diesen Prozess liegen die bei Anlage

B gemessenen Ammoniakkonzentrationen

unterhalb der an Anlage A gemessenen

Werte und weisen ein geringeres Rauschen

auf. An Anlage A sind mit sinkender Sauerstoffkonzentration

steigende Ammoniakemissionen

festzustellen. Somit bestätigt

sich auch im Falle des Ammoniaks der eingangs

erwähnte theoretische Zusammenhang.

Einfluss der Sauerstoffvariation auf

die Entstehung von NO 2 , N 2 O

und HCN

c(NH 3 ) in mg/m 3 N,tr

35

30

25

20

15

10

5

0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

O 2,roh in Vol.-%

NH3 - Anlage A NH3 - Anlage B

Aufgrund des katalytischen Effekts der Faserreststoffe

an Anlage B werden die Parameter

Stickstoffdioxid, Lachgas und Cyanwasserstoff

nur an Anlage A untersucht.

Das in den Faserreststoffen enthaltene CaO

oxidiert die für die NO 2 -Bildung nötigen

Radikale und führt zur vollständigen Umsetzung

von N 2 O und HCN zu NO bzw. N 2

durch die katalytischen Reaktionen, sodass

die resultierenden Messwerte nur bedingt

auf die Bildung und das Verhalten der

stickstoffbasierten Emissionen schließen

lassen.

NO 2 , N 2 O und HCN werden wie auch der

zuvor genannte Ammoniak hauptsächlich

unter sauerstoffarmen Verbrennungsbedingungen

gebildet. Für die Entstehung

von NO 2 und N 2 O sind im Wesentlichen

Radikale, die vor allem bei einem niedrigen

Sauerstoffangebot in der Verbrennungszone

vorhanden sind, verantwortlich.

HCN ist wie auch NH 3 ein Zwischenprodukt

bei der Bildung von NO bzw. N 2

(vgl. B i l d 1 ) und wird bei Sauerstoffmangel

nicht weiter oxidiert. Aus diesem Grund

ist zu erwarten, dass die Konzentrationen

der genannten Parameter bei sinkenden

Sauerstoffkonzentrationen im Rohgas ansteigen.

B i l d 4 zeigt die Abhängigkeit der Konzentrationen

von NO, NO 2 , N 2 O und HCN

bei unterschiedlichen Sauerstoffkonzentrationen

an Anlage A. Auch in diesem Fall

werden die theoretischen Ansätze in vollem

Umfang bestätigt. Die bei sinkender

Sauerstoffkonzentration steigende HCN-

Konzentration fördert die Bildung von

N 2 O, da Cyanwasserstoff die wichtigste

Zwischenstufe für die Lachgasbildung darstellt.

Der enorme Anstieg der NO 2 -Konzentration

bei einem Sauerstoffgehalt von

unter 2 Vol.-% im Rohgas verdeutlicht,

dass zur Senkung der NO x -Konzentrationen

die Sauerstoffkonzentration nicht zu

weit reduziert werden darf, da mit dem

NO 2 -Gehalt die gesetzlich einzuhaltenden

Stickoxidemissionen bei geringen Sauerstoffkonzentrationen

unter 2 Vol.-% wieder

ansteigen. Basierend auf diesen Ergebnissen

lassen sich Empfehlungen ableiten,

wie durch die gezielte Anpassung des Sauerstoff-Sollwertes

im Rohgas eine Senkung

der stickstoffbasierten Emissionen bewirkt

werden kann.

Empfehlungen für den

Anlagenbetrieb

1/2h-MW

d-MW

Bild 3. Abhängigkeit der NH 3 -Konzentrationen vom Rohgas-Sauerstoffgehalt am Beispiel zweier

Wirbelschicht-Verbrennungsanlagen.

c(NO) in mg/m 3 N,tr

450

400

350

300

250

200

150

100

50

O 2,roh in Vol.-%

Die folgenden Vorschläge zur Anpassung

der Sauerstoffkonzentration im Rohgas beziehen

sich ausschließlich auf die Senkung

der stickstoffbasierten Emissionen. Insbesondere

bei stark schwankenden Brennstoffqualitäten,

die durch die damit einher-

0

0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

NO NO2 N2O HCN

100

1/2h-MW NOx 90

80

70

60

50

40

d-MW NOx

30

20

10

Bild 4. Auswirkungen der Variation der Rohgas-Sauerstoffkonzentration auf die Verbindungen

NO, NO 2 , N 2 O und HCN.

c(N 2 O,HCN) in mg/m 3 N,tr

55


gehenden Änderungen der Sauerstoffzehrung

zu feuerungsbedingten Schwankungen

der Sauerstoffkonzentration im Rohgas

führen, sollte die Anpassung mit entsprechenden

Sicherheiten bedacht werden.

Neben der erwähnten Entstehung von

NO 2 , N 2 O, NH 3 und HCN ist bei sauerstoffarmen

Verbrennungsbedingungen zusätzlich

die Gefahr von CO- und Corg-Spitzen

gegeben, die im schlechtesten Fall zu

Grenzwertverletzungen führen können.

Aus diesem Grund sollte eine vorsichtige,

schrittweise Anpassung unter Berücksichtigung

der brennstoffbedingten Schwankungen

der O 2 -Konzentration durchgeführt

werden.

Basierend auf den gewonnenen Ergebnissen

lässt sich hinsichtlich der stickstoffbasierten

Emissionen ein optimaler Betriebspunkt

bei etwa 4 Vol.-% Sauerstoffgehalt

im Rohgas ableiten. Bei diesem Wert liegen

die Konzentrationen der Zwischenprodukte

NH 3 und HCN sowie die radikalbedingten

NO 2 - und N 2 O-Emissionen in einem

niedrigen Konzentrationsbereich, während

die NO-Emissionen bereits auf ein verhältnismäßig

geringes Niveau abgesunken

sind.

Um ein Abfallen der Sauerstoffkonzentration

durch stark schwankende Brennstoffqualitäten

zu vermeiden, sollte an den Anlagen

überprüft werden, wie stark die O 2 -

Konzentration im üblichen Anlagenbetrieb

schwankt und gegebenenfalls eine zusätzliche

Sicherheit bei der Wahl des Sollwertes

gewählt werden. Dabei müssen allerdings

gleichzeitig grundsätzlich ungünstigere

NO- und Stickoxidemissionen in Kauf

genommen werden.

Neben der grundsätzlichen Senkung des

NO x -Wertes im Dauerbetrieb kann durch

eine kurzfristige Anpassung der Sauerstoffkonzentration

eine drohende Grenzwertverletzung

des NO x -Wertes vermieden

werden. Durch den direkten Zusammenhang

mit der Sauerstoffkonzentration im

Rohgas gemäß B i l d 2 kann der NO x -Wert

beispielsweise bei einer absehbaren Überschreitung

des Tagesmittelwerts innerhalb

kurzer Zeit angepasst werden, um den

Durchschnittswert gezielt auf den zugelassenen

Grenzwert abzusenken. Somit kann

die Variation des Sauerstoffgehaltes neben

einer allgemeinen Minderung der NO x -

Konzentrationen im Dauerbetrieb auch zur

kurzzeitigen Verringerung der Emissionen

genutzt werden.

Zusätzlich zu den genannten Vorteilen hinsichtlich

der Senkung von NO x -Emissionen

bietet eine Absenkung der Sollkonzentration

von Sauerstoff im Rohgas auch einen

positiven Einfluss auf die Anlageneffizienz.

Mit der damit einhergehenden Verringerung

des Rauchgasvolumenstroms wird

zum einen das Saugzuggebläse entlastet

und damit die Leistungsaufnahme vermindert.

Zum anderen werden weitere Einrichtungen

zur Luftdosierung wie beispielsweise

das im Regelfall unter anderem

nach der Rohgassauerstoffkonzentration

geregelte Sekundärluftgebläse entlastet.

Die Absenkungen dieser Leistungsaufnahmen

wirken sich wiederum positiv auf die

Energieverbräuche in der Verbrennungsanlage

aus. Durch die daraus folgenden

niedrigeren Strömungsgeschwindigkeiten

werden weitere Reinigungsaggregate wie

beispielsweise der Gewebefilter entlastet,

da dieser von einem geringeren Volumenstrom

durchströmt wird.

Fazit

Durch eine Anpassung der Sauerstoffkonzentration

im Rohgas können stickstoffbasierte

Emissionen gezielt gesenkt werden.

Dazu kann der Sollwert für den Sauerstoffgehalt

im Rohgas im Prozessleitsystem entsprechend

variiert werden. Eine Absenkung

dieses Wertes führt zu einer proportionalen

Verminderung der resultierenden

NO-Konzentrationen. Dieser Reduktion

sind mit dem Anstieg der radikalinduzierten

Entstehung von NO 2 und N 2 O sowie

der Umsetzung von im Brennstoff enthaltenen

Stickstoff zu NH 3 und HCN in sauerstoffarmen

Bereichen allerdings Grenzen

gesetzt.

Ab einem Sauerstoffgehalt von kleiner

3,5 Vol.-% nimmt die Entstehung von stickstoffbasierten

Emissionen deutlich zu. Zunächst

erhöht sich die HCN-Konzentration

ab diesem Wert spürbar. Dieser folgt ab einer

Konzentration von ca. 3 Vol.-% der Anstieg

der N 2 O-Emissionen. Ab einem Sauerstoffgehalt

von weniger als 2,5 Vol.-%

wird zunehmend NO 2 gebildet, das zusammen

mit NO, dessen Scheitelpunkt ebenfalls

bei etwa 2,5 Vol.-% O 2 liegt und ab

diesem Wert wieder ansteigt, zu einer

deutlichen Überschreitung des gesetzlich

vorgeschriebenen NO x -Grenzwertes in diesem

Konzentrationsbereich führen kann.

Zur Einordnung der NO- und NO 2 -Werte

wurden in B i l d 4 die gesetzlich vorgeschriebenen

Halbstunden- und Tagesgrenzwerte

ergänzt. Dazu ist anzumerken,

dass gemäß den Bestimmungen in der

17. BImSchV zum NO 2 -Wert der etwa

1,5-fache NO-Wert addiert werden muss,

um einen Vergleich mit den gesetzlichen

Grenzwerten anstellen zu können. Es wird

deutlich, dass bei einem gut eingestellten

Sauerstoffgehalt im Rohgas unter Umständen

gänzlich auf den Betrieb der vorhandenen

Entstickungseinrichtungen verzichtet

werden kann. Dies ist beispielsweise in Anlage

A der Fall, bei der die SNCR-Anlage

nur in sehr seltenen Fällen anspringt. Neben

der sicheren Einhaltung der Grenzwerte

können auf diese Weise auch Betriebskosten

für Reduktionsmittel eingespart

werden. Liegt der Sauerstoffgehalt im Rohgas

außerhalb des beschriebenen Bereichs,

ist der Betrieb eines gut eingestellten Entstickungsverfahrens

unabdingbar.

Damit zeigt sich, dass die Wahl des Sollwertes

für die Sauerstoffkonzentration im

Rohgas gut überlegt und abgewogen vorgenommen

werden muss. Ein Wert von etwa

4 Vol.-% O 2 im Rohgas kristallisierte sich

hinsichtlich der Entstehung von stickstoffbasierten

Emissionen als bestmöglicher

Kompromiss heraus. Die Anpassung dieses

Werts muss im Anlagenbetrieb schrittweise

erfolgen und auf weitere Auswirkungen

hin überprüft werden. Insbesondere bei

stark schwankenden Brennstoffqualitäten

muss ein mögliches Abdriften vermieden

werden, da es in Folge der unterschiedlichen

Sauerstoffzehrraten zu lokalem Sauerstoffmangel,

der sich durch Spitzen der

Parameter CO und Corg bemerkbar macht,

kommen könnte.

Die grundsätzlichen Überlegungen bezüglich

der Bildung von stickstoffbasierten

Emissionen konnten somit in der Praxis bestätigt

werden. Neben der langfristigen

Senkung können durch eine kurzfristige

Absenkung der Sauerstoffkonzentration

auch gezielt drohende Grenzwertverletzungen

vermieden werden.

Zusätzlich können durch den dadurch verminderten

Rauchgasvolumenstrom Vorteile

hinsichtlich des Anlagenwirkungsgrads

erzielt werden, da die notwendigen Leistungsaufnahmen

der Gebläse entsprechend

gesenkt werden.

Quellen

Bührke, T.; Wengenmayr, R.: Erneuerbare Energie:

Konzepte für die Energiewende. 3. Auflage,

John Wiley & Sons, New York 2012, 182

S.

Hafner, K.M.: Untersuchung zur Bildung brennstoffabhängiger

Stickoxide bei der Abfallverbrennung

mittels on-line analytischer Messmethoden.

Dissertation am Wissenschaftszentrum

Weihenstephan für Ernährung,

Landnutzung und Umweltanalytik,

Weihenstephan/München; 2004; 223 S.

Kramlich J.; Cole J.; McCarthy J.; Lanier W.; Mc-

Sorley J.: Mechanisms of nitrous oxide formation

in coal flames. Combustion and Flame

77, The Combustion Institute; 1989, S. 375-

384

Schrod, M.; Semel, J.; Steiner, R.: Verfahren zur

Minderung von NO x -Emissionen in Rauchgasen.

In: Chem.-Ing.-Tech. 57, Nr. 9, VCH Verlagsgesellschaft

mbH, Weinheim, 1985, S.

717 - 727

Schüttenhelm, W.; Reynolds, P.; Hukriede, J.:

Einhaltung verschärfter NO x - und NH 3 -

Grenzwerte bei bestehenden Anlagen. In:

Energie aus Abfall, Band 12 (2015), TK Verlag

Karl Thomé-Kozmiensky, Neuruppin,

2015, S. 373-390

Vitovec, W.: Pyrogene N 2 O-Emissionen. ACCC-

Workshop “N 2 O und das Kyoto-Ziel“, EVN

AG Umweltcontrolling und Sicherheit,

1999, 18 S.

Wargadalam, V.J.; Löffler, G.; Winter, F.; Hofbauer,

H.: Homogenous Formation of NO and

N 2 O from the Oxidation of HCN and NH 3 at

600-1000 °C. Combustion and Flame 120;

Elsevier Science Inc., 2000, S. 465-478 l

56


Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie

Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz –

Pflicht für Betriebsführer der

Windindustrie?!

Stefan Loubichi

Abstract

Audit according to § 8a BSI-act –

obligation for operators of the wind

industry?

The world of the renewables is completely different

and not comparable to the “old” word. The

wind industry is [according to structural particularities]

as well not able to deal in a good

way with the IT-security catalogue according to

§ 11 Ib EnWG, issued in December 2018.

(Technical) Operators in the wind industry

have to deal with § 8a BSI-law. This leads to

structural consequences. While the main contact

in the case for IT security catalogue is the

“Bundesnetzagentur”, the main contact for § 8a

BSIG companies is the “Bundesamt für Sicherheit

in der Informationstechnik”. As well the

powerful German accreditation body DakkS is

not involved in the § 8a BSIG processes.

A big challenge for technical operators [dealing

with more than 420 MW] is the fact, that they

normally had to present the results of the § 8a

BSIG audits to the BSI already in 2018, while

classic energy producers dealing with the IT-security

catalogue must be successfully audited

until March 2021.

In this essay we introduce to you who is allowed

to do the audit. Audit teams doing the § 8a BSIG

audits have to fulfill more / different requirements

than auditors doing the IT-security catalogue

audits.

As well we will present to you the process of auditing.

The § 8a BSIG processes can as well not

be compared with the audits according to the

IT-security catalogue. Furthermore, the auditing

standard ISO 27006 is not applicable for

technical operators in the wind industry.

Of course, we introduce to you the powerful BSI

tools, which you should know and use in the

case of § 8a BSIG.

l

Wer ist überhaupt von § 8a BSI-

Gesetz betroffen?

Gemäß der BSI Kritis-Verordnung sind derzeit

folgende Stromerzeugungsanlagen ab

einem Schwellenwert von 420 MW als kritische

Infrastruktur anzusehen:

––

Energieerzeugungsanlagen

––

Erzeugungsanlagen mit Wärmeauskopplung

––

Dezentrale Energieerzeugungsanlagen

––

Speicheranlagen

––

Anlagen oder Systeme zur Steuerung /

Bündelung elektrischer Leistung

Die ersten vier Anlagenkategorien fallen

unter den am 19.12.2018 veröffentlichten

IT-Sicherheitskatalog nach § 11 Abs. 1b

EnWG. Hiernach muss der Nachweis einer

Zertifizierung gemäß des IT-Sicherheitskataloges

bis zum 31.03.2021 erfolgen.

Folglich fallen Anlagen oder Systeme zur

Steuerung/Bündelung elektrischer Leistung

unter die Prüfpflicht nach § 8a BSI-

Gesetz.

Nun stellen sich natürlich folgende Fragen:

––

Ist das § 8a BSI-Gesetz etwas Neues?

––

Bis wann muss denn hier etwas getan

oder nachgewiesen werden?

Zum einen gab es § 8a BSI-Gesetz bereits

vor dem 02.05.2016, d.h. dem Tag vor dem

Inkrafttreten des Kritis-VO im Bundesgesetzblatt.

Somit ist das Gesetz nichts neues.

Gemäß § 8a Absatz 3 Satz 1-3 BSIG gilt:

„Die Betreiber kritischer Infrastrukturen

haben mindestens alle zwei Jahre die Erfüllung

der Anforderungen nach § 8a Absatz

1 auf geeignete Weise nachzuweisen.

Der Nachweis kann durch Sicherheitsaudits,

Prüfungen oder Zertifizierungen erfolgen.

Die Betreiber übermitteln dem BSI

die Ergebnisse der durchgeführten Audits,

Prüfungen oder Zertifizierungen einschließlich

der dabei aufgedeckten Sicherheitsmängel.“

Da auf § 8a Absatz 1 BSI-Gesetz verwiesen

wird, muss dieser Absatz an dieser Stelle

natürlich ebenfalls noch kurz wie folgt wiedergegeben

werden:

„Betreiber kritischer Infrastrukturen sind

verpflichtet, spätestens zwei Jahre nach Inkrafttreten

der Rechtsverordnung nach §

10 Abs. 1 BSI-Gesetz (Hiermit ist die BSI-

Kritis-VO gemeint, Anmerkung des Autors)

angemessene organisatorische und technische

Vorkehrungen zur Vermeidung von

Störungen der Verfügbarkeit, Integrität,

Authentizität und Vertraulichkeit ihrer informationstechnischen

Systeme, Komponenten

oder Prozesse zu treffen, die maßgeblich

sind.

Dabei soll der Stand der Technik eingehalten

werden. Organisatorische und technische

Vorkehrungen sind angemessen,

wenn der dafür erforderliche Aufwand

nicht außer Verhältnis zu den Folgen eines

Ausfalls oder einer Beeinträchtigung der

betroffenen Kritischen Infrastruktur steht.“

De facto waren somit Unternehmen, welche

unter den Anlagentyp 1.1.5 „Anlagen

oder Systeme zur Steuerung / Bündelung

elektrischer Leistung“ fallen dazu verpflichtet,

den Nachweis nach § 8a BSI-Gesetz

bis 3. Mai 2018 zu erfüllen. Wir schreiben

derzeit das Jahr 2019, d.h. die vorstehend

benannte Frist ist somit de facto

eigentlich abgelaufen.

Dies führt wiederum zu der nächsten Frage:

Inwieweit fallen Windparks überhaupt unter

den Anlagentypus 1.1.5 und sind damit

Autor

Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./

Dipl.-Vw. Stefan Loubichi

international experienced lead auditor for

managementsystems (ISO 27001, ISO

14001, ISO 9001, ISO 45001, ISO

26000), auditor according to § 8a BSI-law

and IT-security catalogue

Essen, Deutschland

KRITIS-Betreiber

gemäß BSI-Kritis-

Verordnung (bis auf

die nachfolgend

aufgelisteten

Sonderfälle)

Pflicht zur Umsetzung

IT-Sicherheit

nach Stand der

Technik

Ja.

Konkretisierung in

Branchen möglich.

Spätestens 2 Jahre

nach Inkrafttreten

der Verordnung.

Pflicht zur Überprüfung

der

Absicherung

(z.B. durch Audit)

Ja.

Ja.

Überprüfung und

Nachweis alle 2 Jahre,

erstmalig 2 Jahre

nach Inkrafttreten

der Verordnung.

Unverzügliche

Versorgung mit

relevanten Informationen

durch

BSI

Meldepflicht von

IT-Sicherheitsvorfällen

Ja.

Spätestens

1/2 Jahr nach

Inkrafttreten

der Verordnung.

Möglichkeit der

Beratung und

Unterstützung

durch das BSI

Bild 1. Tabelle zum IT-Sicherheitsgesetz, Quelle: BSI, Schutz kritischer Infrastrukturen, BSI-KRITIS

17/200, Seite 12.

Ja.

57

Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie VGB PowerTech 3 l 2019

prüfpflichtig nach § 8a BSI-Gesetz oder

sind die Windparks vielleicht doch „lediglich“

als dezentrale Energieerzeuger gemäß

Anlagetypus 1.1.3 und daher zertifizierungspflichtig

nach dem IT-Sicherheitskatalog

gemäß § 11 Abs. 1b EnWG oder

fallen Windenergieanlagen, die über eine

Betriebsführerschaft administriert werden

unter eine Zertifizierungspflicht gemäß IT-

Sicherheitskatalog nach § 11 Absatz 1b

EnWG und einer Prüfpflicht nach § 8a BSI-

Gesetz? Fragen über Fragen, welche die

Komplexität offenbaren.

Gemäß Auskunft der Bundesnetzagentur

ist per se entweder eine Prüfpflicht nach

§ 8a BSI-Gesetz oder eine Zertifizierungspflicht

gemäß IT-Sicherheitskatalog nach

§ 11 Abs. 1b EnWG in den o.g. Fällen gegeben.

Durch die Realität ist die Beantwortung

§ 8a BSI-Gesetz oder § 11 Abs. 1b EnWG

ebenfalls relativ einfach. Derzeit gibt es

nach Kenntnisstand des Autors keine

Windenergieanlagen mit Leistung über

dem vorstehenden Schwellenwert von

420 MW bei uns und auch bei Windparks

ist dies derzeit nicht gegeben. Somit

ist eine Zertifizierungspflicht gemäß IT-

Sicherheitskatalog gemäß § 11 Abs. 1b

EnWG nicht gegeben. Folglich verbleibt

nur § 8a BSI-Gesetz als Anwendungsgrundlage.

Eine weitere Einschränkung der Prüfpflicht

nach § 8a BSI-Gesetz ergibt sich durch § 8d

Absatz 1 BSI-Gesetz:

„Die §§ 8a und 8b sind nicht anzuwenden

auf Kleinstunternehmen im Sinne der

Empfehlung 2003/361/EC der Kommission

vom 6. Mai 2003 betreffend die Definition

der Kleinstunternehmen sowie der

kleinen und mittleren Unternehmen (ABl.

L 124 vom 20.5.2003, S. 36). Artikel 3 Absatz

4 des Anhangs der Empfehlung ist

nicht anzuwenden.“

Um abschließend zu klären, ob man Betreiber

gemäß BSI-Kritis-VO ist, muss man sich

somit immer die drei folgenden Fragen

stellen:

––

Habe ich mehr als 10 Mitarbeitende oder

mehr als 2 Millionen EURO Jahresumsatz?

––

Erbringe ich kritische Dienstleistungen?

––

Liegt der Versorgungsgrad der Anlagen

meines Betriebes über dem jeweiligen

Schwellenwert?

In der Regel erfolgt (aus guten Gründen)

die Betriebsführung der Windparks durch

so genannte Betriebsführer. Diese Betriebsführer

sind aber prüfpflichtig nach § 8a

BSI-Gesetz, wenn diese Betreiber von Anlagen

und Systemen zur Steuerung oder

Bündelung elektrische Leistung (Aggregatoren/Virtuelle

Kraftwerke) sind, mit denen

auf (dezentrale) Erzeugungsanlagen

oder Verbrauchereinrichtungen mit einer

kumulierten installierten Leistung von insgesamt

mindestens 420 MW zugegriffen

wird.

Betreiber

Störung

erkennen

Aufsichtsbehörden

und BBK

Störung

melden

BSI

Meldung

quittieren und

weiterleiten

Meldung weiterleiten

(AtG und EnWG)

Sonst zuständige

Behörden

des Bundes

Meldung

(TKG)

Die oft vergessenen Informationsund

Meldeflüsse gemäß

§ 8b BSIG

Gemäß § 8b Abs. 2 BSI-Gesetz hat das BSI

die Aufgabe, wichtige Informationen, die

für die Abwehr von Gefahren für die Informationstechnik

relevant sind, zu sammeln

und auszuwerten. Hierzu sind die Betreiber

kritischer Infrastrukturen verpflichtet.

Wie die Informationsflüsse zu erfolgen haben,

mag obige B i l d 2 zeigen. Nachstehende

B i l d e r 3 und 4 zeigen die BSI-

Meldekriterien:

Geltungsbereich,

Prüfungsgegenstand und

Prüfgrundlage

Infos

sammeln

Zu dem Geltungsbereich eines o.g. Kritis-

Betreiber gehören immer alle Systeme,

Prozesse und Komponenten

––

der kritischen Dienstleistung,

––

die die kritische Dienstleistung direkt

unterstützen

––

von denen die kritisch,e Dienstleistung

indi-rekt abhängig ist, d.h. bei deren

Experteneinschätzung

Infos

analysieren

und

bewerten

Bewertung

unterstützen

Produkte

erstellen

Bild 2. Informationsflüsse im Rahmen des § 8b BSI-Gesetz, Quelle: BSI, Schutz kritischer

Infrastrukturen, BSI-KRITIS 17/200, Seite 25.

Kein Ausfall oder

Beeinträchtigung

möglich

Keine Meldung

erforderlich

Gewöhnliche

IT-Störung

Keine Meldung

erforderlich

IT-Störung

Ausfall oder

Beeinträchtigung

möglich

Außergewöhnliche

IT-Störung

Meldung erforderlich

(namentlich oder pseudonym)

Produkte

versenden

Ausfall oder

Beeinträchtigung

eingetreten

Meldung erforderlich

(namentlich)

Bild 3. Meldekriterien nach § 8b BSI-Gesetz, Quelle: BSI, Schutz kritischer Infrastrukturen,

BSI-KRITIS 17/200, Seite 28.

––

Ausfall

––

Störung

––

Angriff

es zu einer Beeinträchtigung der kritischen

Dienstleistung kommen könnte.

Des Weiteren sind alle externen Kommunikationsverbindungen:

––

zu externen Dienstleistern (oder)

––

zu anderen Netzen

zu betrachten.

In der Regel sollte man bei der Festlegung

des Geltungsbereiches nach folgendem

Fragekatalog vorgehen:

––

Was sind die Geschäftsprozesse, welche

die kritische Dienstleistung erbringen?

––

Gibt es einen Netzstrukturplan, wenn

nein so ist dieser zu erstellen.

––

Was ist die „Kritis-relevante“ Informationstechnik?

––

Wo liegen die Grenzen zu ergänzenden

Systemen?

––

Wie lauten die technischen und organisatorischen

Schnittstellen, zum Beispiel

zu anderen Netzen oder Prozessen?

Kritische Dienstleistungen sind hierbei wie

folgt definiert:

58



Prüfende Stelle ist eine „geeignete Institution“,

Gewöhnliche vs. außergewöhnliche IT-Störungen

die vom KRITIS-Betreiber beauftragt

wird, zu prüfen, ob der Betreiber wirksame

IT-Störung

und angemessene Vorkehrungen zur Vermeidung

von Störungen gemäß § 8a Absatz

Ohne nennenswerte Probleme

mit Maßnahmen nach

1 BSI-Gesetz getroffen hat.

Stand der Technik

Aufgabe der prüfenden Stelle ist es:

abgewehrt?

––

die Rahmenbedingungen für die Prüfungsdurchführung

Ja

Nein

festzulegen,

Gewöhnliche IT-Störung

Außergewöhnliche IT-Störung ––

das Prüfteam zusammenzustellen und

dabei die Abdeckung aller Kompetenzbereiche

sicherzustellen und nachzuwei-

• neue, bisher nicht veröffentlichte

• Spam

Sicherheitslücken

• durch Virenschutz erkannte

• unbekannte Schadprogramme

sen

Schadsoftware

• Spear-Phishing

• ungezieltes Phishing

––

die Eignung der Prüfer zu bestätigen und

• außergewöhnliche und unerwartete

• Festplattenfehler

technische Defekte mit IT-Bezug

die Kommunikation zwischen Betreiber

• Hardwareausfall

(z.B. nach Softwareupdates)

und Prüfteam zu ermöglichen

––

die Einhaltung der Prüfprozesse und

Keine Meldung erforderlich!

Meldung erforderlich!

Verfahren zu gewährleisten

––

für einheitliche und gleichwertige Prüfungsdurchführung

und Prüfergebnise

Bild 4. Klassifizierung der IT-Störungen für Meldungen nach § 8b BSI-Gesetz, Quelle: BSI, Schutz

kritischer Infrastrukturen, BSI-KRITIS 17/200, Seite 29.

zu sorgen.

––

Geltungsbereich und Schutzziele Geeignete Prüfstellen werden im Rahmen

––

Gefährdungslage

der Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz durch

––

Risikobehandlung

das BSI und nicht wie beim IT-Sicherheitskatalog

nach § 11 Abs. 1a / b EnWG durch

––

abzudeckende Themen

die DAkkS bestimmt. Gemäß Vorgaben des

––

Nachweisbarkeit der Umsetzung

BSI sind derzeit folgende prüfende Stellen

Auch wenn ISO/IEC 27001, ISO/IEC 27002 als geeignet anzusehen:

und ISO/IEC 27019 keinen Ersatz für eine

––

Akkreditierte Zertifizierungsstellen der

selbst zu definierende Prüfgrundlage im

DAkkS, welche für den Bereich ISO/IEC

Sinne einer Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz

27001 akkreditiert sind.

darstellen, so sollten die entsprechenden

––

Zertifizierte IT-Sicherheitsdienstleister

o.g. Normen ebenso zur Prüfgrundlage

oder anerkannte Prüfstellen des BSI

hinzugezogen werden wie das bekannte

BDEW/OE Whitepaper zur IT-Sicherheit. ––

Interne Revisoren, die ein angemessenes

und wirksames Revisionssystem und die

Nachweise und

Einhaltung des internationalen Standards

IIA durch ein erfolgreiches Quality

Nachweisverfahren

Assessment nachweisen können.

Dienstleistungen zur Versorgung der Allgemeinheit

in einem Kritis-Sektor, deren Ausfall

oder Beeinträchtigung zu erheblichen

Versorgungsengpässen oder zu Gefährdungen

der öffentlichen Sicherheit führen

würde.

Viele denken – ebenso wie bei der Zertifizierung

gemäß IT-Sicherheitskatalog nach

§ 11 Abs. 1a EnWG (für Netzbetreiber)

bzw. bei der Zertifizierung gemäß § 11 Abs.

1b EnWG (für Energieerzeuger) –, dass

eine Implementierung und spätere Zertifizierung

nach ISO/IEC 27001 ausreicht.

Dem ist auch bei der Prüfung nach § 8a

BSI-Gesetz nicht der Fall.

Hier kommen in der Regel erst einmal die

branchenspezifischen Sicherheitsstandards

(B3S) ins Spiel. Diese stellen ein von Betreibern

oder Verbänden einer Branche gemeinsam

erarbeitetes Dokument dar, welches

branchenspezifische Sicherheitsaspekte

zusammenfasst und den Anwendern

die Nachweisführung erleichtern soll.

Es muss in diesem Falle – trotz oftmals von

Verbänden kommunizierter Auffassungfestgehalten

werden, dass ein B3S stets optional

ist. Es muss im Übrigen kein B3S erstellt

werden und selbst für den Fall, dass es

einen derartigen geben sollte, muss dieser

nicht vom Betreiber angewandt werden.

Im Energiebereich gibt es derzeit keinen

B3S für den Bereich der Windenergie oder

für den Bereich „Anlagen oder Systeme zur

Steuerung/Bündelung elektrischer Leistung“.

Es existiert lediglich ein Branchenspezifischer

Sicherheitsstandard für die

Verteilung von Fernwärme.

Gibt es keinen B3S – wie in diesem Fall gegeben-

so muss auf Basis der Orientierungshilfe

zu Inhalten und Anforderungen

an branchenspezifische Sicherheitsstandards

gemäß § 8a Abs. 2 BSI-Gesetz eine

Prüfgrundlage erarbeitet und angewandt

werden.

In dieser Orientierungshilfe finden sich

hilfreiche Hinweise zu:

Das nachfolgende Schaubild mag in einem

ersten Schritt erläutern, wie die Rollen und

Zuständigkeiten im Verfahren nach § 8a

BSI-Gesetz sind (B i l d 5 ).

Kommen wir nun zu der Frage, wer überhaupt

als „Prüfende Stelle“ im Verfahren

nach § 8a BSI-Gesetz tätig sein darf:

prüft

Betreiber

Prüfende Stelle

Prüfteam

beauftragt

benennt

liefert

Nachweis

fordert ggf.

Prüfbericht

Bild 5. Rollen im § 8a BSIG-Nachweisprozess, Quelle: BSI.

––

Wirtschaftsprüfungsinstitutionen

––

Formlose Selbsterklärung gegenüber

dem BSI, wobei diese mit den o.g. Voraussetzungen

vergleichbar sein sollte.

Folgende Eignungsprüfungskriterien werden

ebenfalls von einer prüfenden Stelle

nachweislich erwartet:

bewertet

BSI

Aufsichtsbehörde

stimmt

Vorgehen ab

59

Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz – Windindustrie VGB PowerTech 3 l 2019

––

Unabhängige, unparteiische, neutrale

und weisungsweise Prüfungsdurchführung

––

Einhaltung ethischer Grundsätze

––

Eingeführte und dokumentierte Prüfprozesse

––

Ordnungsgemäße Dokumentation der

Püfungshandlungen

––

Ausreichende, kompetente personelle

Ressourcen

Die Prüfende Stelle muss mindestens einen

Mitarbeitenden im Prüfverfahren beschäftigen,

der die Zusatzqualifikation „Spezielle

Prüfverfahrenskompetenz nach § 8a

BSIG“ erfolgreich bestanden hat oder

gleichwertige Kompetenznachweise gemäß

Anlage PS.A zum BSI-Blatt PS vorlegen

kann.

Im Prüfteam, welches aus einem oder mehreren

Prüfern bestehen kann, müssen die

folgenden Kompetenzbereiche durch die

nachfolgenden Kompetenzanforderungen

ebenfalls abgedeckt sein:

I. Auditkompetenz:

Innerhalb der letzten 5 Jahre verantwortliche

Beteiligung an mindestens 4 Erstparteien-Audits

(interne Audits) im Kontext

ISMS oder 3 Zweitparteien-Audits im Kontext

ISMS (externe Audits)

Nachweise:

––

Zertifikat ISO/IEC 27001 Auditor oder

-Implementer, oder BSI Grundschutz-

Auditor

––

Nachweis über mindestens 30 erbrachte

Auditpesonentage.

II. IT-Sicherheitskompetenz:

In den letzten 5 Jahren mindestens 3 Jahre

nachweisliche Berufserfahrung im Bereich

IT, davon mindestens 2 Jahre im Bereich

der Informationssicherheit

Nachweise:

Bescheinigung über die Berufserfahrung

mit Übersicht der durchgeführten Tätigkeiten

III. Branchenkompetenz:

In den letzten 5 Jahren mindestens 3 Jahre

nachweisliche Branchenerfahrung im Bereich

des kritischen Sektors, wobei mindestens

Kenntnisse über die nachstehenden

Themen erworben sein müssen:

––

Prinzipien und Prioritäten der Branche

––

Prozesskenntnisse der kritischen Dienst-

Leistungen

––

IT-Einsatz in der kritischen Dienstleistung

Nachweise:

Bescheinigung über die Branchenkenntnis

mit Übersicht über die durchgeführten Tätigkeiten

Prüfungsdurchführung

Im Rahmen der Prüfungsdurchführung

sind vom Kritis-Betreiber in Hinblick auf

die Prüfungsdurchführung folgende Nachweise

einzureichen:

Blatt PD, Angaben zur Prüfungsdurchführung

Anlage PDA.A., Beschreibung der Prüfungsgrundlage

Anlage PDA.B: Kurze Beschreibung und

grafische Übersicht des Geltungsbereiches

der Prüfung

Anlage PDA.C: Liste der Prüfthemen und

Liste der überprüften Standorte bzw. Prüfplan

Hinsichtlich der Prüfungsinhalte sei darauf

verwiesen, dass hier natürlich eine Orientierung

an der „Orientierungshilfe zu Inhalten

und Anforderungen an branchenspezifische

Sicherheitsstandards gemäß

§ 8a Abs. 2 BSIG“ des BSI, vor allem in Hinblick

auf Kapitel 4 erfolgen sollte. Gegenstand

der inhaltlichen Prüfung sollten deshalb

(mindestens) folgende Aspekte sein:

––

Geltungsbereich und Schutzziele:

––

Geltungsbereich

––

Extern erbrachte Leistungen

––

Gesetzlicher Rahmen

––

Schutzziele

––

Branchenspezifische Gefährdungslage:

––

All-Gefahrenansatz

––

Branchenspezifische Relevanz von Bedrohungen

und Schwachstellen

––

Benennung von Bedrohungen und

Schwachstellen

––

Risikomanagement:

––

Geeignete Behandlung aller für die

kDL relevanten Risiken

––

Beschränkung der Behandlungsalternativen

für Risiken

––

Berücksichtigung von Abhängigkeiten

bei den Risikoanalysemethoden

––

Berücksichtigung der allgemeinen Gefährdungslage

––

Berücksichtigung der branchenspezifschen

Gefährdungslage

––

Typische abzudeckende Themen:

––

Informationssicherheitsmanagementsysteme

––

Asset Management

––

Risikoanalysemethoden

––

Continuity Management für die kDL

––

Notfallmanagement und Übungen

––

Branchenspezifische Technik

––

Technische Informationssicherheit

––

Personelle und organisatorische Sicherheit

––

Bauliche/physische Sicherheit

––

Vorfallserkennung und -bearbeitung

––

Überprüfung im laufenden Betrieb

––

Externe Informationsversorgung und

Unterstützung

––

Lieferanten, Dienstleister und Dritte

Im Rahmen der Nachweisbarkeit der Umsetzung

sind in diesem Zusammenhang

(mindestens) mit Bezug zum BSI Grundschutz

zu berücksichtigen:

I. in Sachen Bedrohungskategorien:

A 1.1 Hacking und Manipulation. A 1.2.

Terroristische Akte, A 1.3 Naturgefahren

mit Wirkung auf die IT, A 1.4 Identitätsmissbrauch,

A 1.5 Missbrauch (Innentäter),

A 1.6 Abhängigkeiten von Dienstleistern

und Herstellern, A 1.7 Unbefugter Zugriff,

A 1.8 Manipulation, Diebstahl, Verlust, Zerstörung

von IT oder IT-relevanten Anlagen

und Anlagenteilen, A 1.9 Schadprogramme,

A 1.10 Social Engineering, A 1.11 Gezielte

Störung/Verhinderung von Diensten

(DDos u.a.), A 1.12 Advanced Persistent

Threat (APT), A 1.13 Beschädigung oder

Zerstörung verfahrenstechnischer Komponenten,

Ausrüstungen und Systemen, A

1.14 Ausfall von Basisinfrastrukturen mit

direktem Bezug zur IT

II. in Sachen Schwachstellenkategorien:

A 2.1 Organisatorische Mängel, A 2.2 Technische

Schwachstellen in Software, Firmware

und Hardware, A 2.3 Technisches

Versagen von IT-Systemen, Anwendungen

oder Netzen (sowie Verlust von gespeicherten

Daten), A 2.4 Menschliche Fehlhandlungen,

menschliches Versagen, A 2.5 Infrastrukturelle

Mängel, A 2.6 Verwendung

ungeeigneter Netze/Kommunikationsverbindungen,

sonstige Schwächen in der

Kommunikationsinfrastruktur, A 2.7 Verkopplung

von Diensten

III. in Sachen Technische Informationssicherheit:

III.1. Absicherung von Netzübergängen:

A 3.1.1 Inventarisierung aller Netzzugänge,

A 3.1.2 Netztrennung und Segmentierung,

besonders im ICS-Umfeld, A 3.1.3

Absicherung der Fernzugriffe, Remote Access,

A 3.1.4 Sicheres Sicherheitsgateway,

Firewall, A 3.1.5 Härtung und sichere Basiskonfiguration,

A 3.1.6 Schnittstellenkontrolle,

Intrusion Detection/Prevention

(IDS, IPS), A 3.1.7 Absicherung mobiler

Netzzugänge mobile Sicherheit, Telearbeit,

A 3.1.8 DDos Mitigation, A 3.1.9 Network

Access Control (NAC), A 3.1.10 Router,

VPN Gateway

III.3.2 Sichere Interaktion im Internet:

A 3.2.1 Browser-Virtualisierung, Exploit

Protection, A 3.2.2 Web-Filter, A 3.2.3 Virtuelle

Schleuse, A 3.2.4 Sichere Dokumentenerstellung,

A 3.2.5 Detektionswerkzeuge

für gezielte Angriffe auf Webseiten bzw.

E-Mails, A 3.2.6 Security Information and

Event Management

III.3.3 Sichere Software:

A 3.3.1 Spam-Abwehr, Content-Filtering, A

3.3.2 Toolunterstützte Inventarisierung

von Hard- und Software, A 3.3.3 Zentrales

Patch- und Änderungsmanagement, A

3.3.4 Schutz vor Schadsoftware, A 3.3.5

Softwaretest und Freigabe, A 3.3.6 Software

Development Security, A 3.3.7 Security

Operation, A 3.3.8 Sichere Beschaffung

und Aussonderung

III.3.4 Sichere Authentifizierung:

A 3.4.1 Identitäts- und Rechtemanagement.

A 3.4.2 Multifaktor-Authentifizierung,

A 3.4.3 Zugriffskontrolle, A 3.4.4

Rollentrennung

60



III.5. Verschlüsselung:

A 3.5.2 Cloud Datenverschlüsselung, A

3.5.3 Verschlüsselung der Kommunikationsverbindungen,

A 3.5.4 E-Mail-Verschlüsselung,

A 3.5.5 Verschlüsselung der

Datenträger

III.6. Physische Sicherheit:

A 3.6.1 Zugangskontrolle, A 3.6.2 Notstromversorgung,

A 3.6.3 Netzersatzanlagen

III.7. Weitere Maßnahmen

A 3.7.1 Sensibilisierung und Schulungen,

A 3.7.2 Übungen, A 3.7.3 Aufrechterhaltung

der aktuellen Informationen durch

Bezug von Warnungen, CERT-Meldungen,

Lagebild, A 3.7.4 Verfügbarkeit notwendiger

Ressourcen, A 3.7.5 Interne Audits und

Penetrationstests, A 3.7.6 Sicherheitsstrategie

und Sicherheitsleitlinie

Wo geprüft wird, kommt man bekannter

Weise auch zu einem Prüfergebnis. Dieses

Prüfergebnis wird im Rahmen des BSI

Formblattes Blatt PE dokumentiert und

von der Prüfenden Stelle unterschrieben.

Hierbei kann und wird es mit großer Sicherheit

vorkommen, dass wie folgt zu kategorisierende

Sicherheitsmängel festgestellt

werden:

––

Schwerwiegende oder erhebliche Abweichung

bzw. Sicherheitsmangel:

Hier sieht der Prüfer/das Prüfteam die

Schutzziele der kritischen Dienstleistung

als stark gefährdet an und erwartet

bei Eintreten einen erheblichen Schaden.

Ein schwerwiegender Mangel ist

dabei stets in den Prüfbericht und das

Nachweisdokument aufzunehmen.

––

Geringfügige Abweichung bzw. Sicherheitsmangel

Bei einem geringfügigen Mangel sieht

der Prüfer das Erreichen der Schutzziele

lediglich als beeinträchtigt an. Ein geringfügiger

Mangel ist ebenfalls stets in

den Prüfbericht und das Nachweisdokument

aufzunehmen.

Bezüglich der Dokumentation eines Mangels

müssen folgende Aspekte zwingend

berücksichtigen:

––

Der Sicherheitsmangel muss nachvollziehbar

in seiner Art beschrieben sein.

Für das BSI muss ersichtlich sein, warum

der beschriebene Umstand einen Sicherheitsmangel

darstellt. Für gängige Sicherheitsmängel

ist eine einfache Beschreibung

in der Regel. ausreichend;

für Sicherheitsmängel an exotischeren

Systemen sind normaler Weise weitergehende

Erläuterungen notwendig.

Das BSI muss nachvollziehen können, wie

die (potentielle) Auswirkung des Sicherheitsmangels

auf Verfügbarkeit, Integrität,

Authentizität oder Vertraulichkeit der informationstechnischen

Systeme, Komponenten

oder Prozesse, die für das Funktionieren

der Kritischen Infrastruktur notwendig

sind, aussieht.

––

Die Einschätzung des Risikos für die Verfügbarkeit,

Integrität, Authentizität oder

Vertraulichkeit der informationstechnischen

Systeme, Komponenten oder Prozesse,

die für das Funktionieren der Kritischen

Infrastruktur notwendig sind,

muss für das BSI nachvollziehbar sein.

Wenn die Mängelliste bei der Einschätzung

des Risikos nicht der Klassifizierung

folgt, die in der „Orientierungshilfe

Nachweise“ beschrieben ist, muss es eine

nachvollziehbare Erläuterung zur Einschätzung

bzw. vorgenommenen Klassifizierung

geben und diese auf die in der

Orientierungshilfe genannten Kategorien

abgebildet werden.

––

Das BSI muss nachvollziehen können, ob

ein (schwerwiegender) Sicherheitsmangel

sachgerecht vom Betreiber adressiert

wird. Daher sind vom Betreiber ein Zeitplan

und eine Handlungsskizze beizufügen.

Exkurs IT-sicherheitsrelevante

Schnittstellen und Prozesse für die

Windindustrie

Da die Erneuerbaren in vielerlei Hinsicht

anders zu betrachten sind als die konventionelle

Stromerzeugung nachstehend die

im Rahmen einer Prüfung nach § 8a BSI-

Gesetz spezifischen Schnittstellen und Prozesse,

welche ebenfalls zu betrachten sind:

Verkaufsprozessintegration:

Windenergieanlagenintegration in die Verkaufsprozesse

des Direktvermarkters und

damit verbundene Prozesse der Einsatzplanung

und -optimierung sowie Fernsteuerung

Einspeisemanagement:

§ 14 EEG: Automatisierte Abregelung über

Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung

nach § 9 EEG

Fernsteuerungsprozesse:

§ 36 EEG: Jederzeitige ferngesteuerte Reduzierung

Abrufung der Ist-Einspeisung

am Netzverknüpfungspunkt durch Dritte

sowie ferngesteuerte Reduzierung (Stichwort

Messsystem)

Monitoringprozesse:

Fernüberwachung durch Anlagenhersteller,

technische Betriebsführer und ggf. Prognosedienstleister

Regelenergiemärkte:

Integration in virtuelle Kraftwerke sowie

Thematik der autarken Fernwirktechnik

Messwesen:

Liberalisierter Messstellenbetrieb sowie

Messstellenbetriebsgesetz

Fazit

Prüfungen nach § 8a BSI-Gesetz sind eigentlich

nichts neues. Das Besondere in

der Energiewelt war bis dato nur, dass diese

durch die IT-Sicherheitskataloge nach

§ 11 Abs. 1a EnWG sowie § 11 Abs. 1b

EnWG besondere gesetzliche Regelungen

hatten und darüber hinaus nicht

wie nahezu alle anderen KRITIS-Betreiber

mit dem Bundesamt für Sicherheit sondern

mit der Bundesnetzagentur reden

durften.

Das Prüfverfahren nach § 8a BSI – Gesetz

unterscheidet sich grundsätzlich von dem

Zertifizierungsverfahren nach dem IT-Sicherheitskatalog.

Dabei kann man keineswegs

sagen, dass das eine besser sei als das

andere, da die Verfahren einfach unterschiedliche

Ansätze verfolgen. Natürlich

kann man aber feststellen, dass es bei Prüfungen

nach § 8a BSI-Gesetz mehr Handlungsspielräume

gibt, um auf die Besonderheiten

der einzelnen Organisationen

einzugehen.

Referenzen

IT-Sicherheitsgesetz, in Kraft getreten am

25.7.2017, §§ 8a und 8b BSI-Gesetz.

BSI – Kritisverordnung vom 22.04.2016.

BSI Orientierungshilfe zum Nachweis gemäß

§ 8a BSI-Gesetz.

BSI-Grundschutz.

DIN EN ISO/IEC 27000:2017 Informationssicherheitsmanagementsysteme

– Überblick

und Terminologie.

DIN EN ISO/IEC 27002:2017 Leitfaden für Informationssicherheitsmaßnahmen.

ISO/IEC 27019:2017 Informationssicherheitsmaßnahmen

für die Energieversorgung.

BDEW Whitepaper/OE Whitepaper Anforderungen

an sichre Steuerungs- und Telekommunikationssysteme,

Version 2.0 Mai 2018. l

61

VGB-FORTBILDUNGSVERANSTALTUNG

Abfall und Gewässerschutz 2019

9. BIS 11. APRIL 2019 IN HÖHR-GRENZHAUSEN

VERANSTALTUNGSORT

Hotel Zugbrücke Grenzau

Höhr-Grenzhausen

L www.zugbruecke.de

Zur VGB-Fortbildungsveranstaltung

„Abfall und Gewässerschutz 2019“,

die alle zwei Jahre durchgeführt wird, laden wir Sie herzlich

in das Tagungshotel Zugbrücke Grenzau in Höhr-Grenzhausen

ein.

Über den Besuch der Veranstaltung wird eine Bescheinigung

ausgestellt, die gegenüber den Behörden als Fortbildungsnachweis

dient. Die Fachkunde gemäß § 9 Abs. 2 Abfallbeauftragtenverordnung

(AbfBeauftrV) kann durch Teilnahme

an unserer Fortbildungsveranstaltung nachgewiesen werden.

Die Bescheinigung wird nur dann ausgestellt, wenn der Teilnehmer/die

Teilnehmerin während der gesamten Dauer der

Fortbildungsveranstaltung anwesend war und an einer der

angebotenen Gruppendiskussionen teilgenommen hat.

Essen, März 2019

TAGUNGSPROGRAMM

(Änderungen vorbehalten, Vortragszeiten inkl. Diskussion)

ab

13:00

DIENSTAG, 9. APRIL 2019

Imbiss

14:30 Begrüßung und Einführung

– Ablauf der Fortbildungsveranstaltung

Dr. Th. Eck, VGB PowerTech e.V., Essen

N. Gerischer, Uniper Kraftwerke GmbH, Vohburg

14:45

V1

15:30

V2

16:15 Pause

Ölkabelsanierung durch Mikrobiologie

– Vorstellung des Verfahrens

– Unsere Projekte

– Genehmigungsrechtliche Aspekte

Frau M. Jäger, Mainova AG, Frankfurt;

Dr. D. Städler und Dr. M. Torriani,

TIBO, Comano/Schweiz

Aktuelle Entwicklungen des Kreislaufwirtschaftsrechts

– Novelle des Kreislaufwirtschaftsgesetztes

– Weitere Umsetzung des EU-Legislativpaketes

– Weitere Rechtssetzungsprojekte des Bundes

– Aktuelle Rechtsprechung mit Bezug zum Anlagenrecht

MinR Dr. F. Petersen, Leiter Referat WR II 2

„Recht der Kreislaufwirtschaft und des

Ressourcenschutzes“ im BMU, Bonn

16:45

V3

Aktuelle europäische und nationale Entwicklungen

im Wasserrecht

– Überprüfung der Wasserrahmenrichtlinie 2019

– Aktueller Stand AwSV und TRwS 779

– BREF-LCP – Umsetzung und Auswirkung

im Wasserrecht

Ass.jur. Th. Fritsch, BDEW, Berlin

17:30 Diskussion über die Themen des Tages

– Festlegung der Themen durch die Seminarteilnehmer

für die Gruppendiskussion am 2. Tag

Moderation: N.Gerischer,

UNIPER Kraftwerke GmbH, Vohburg

Bleiben Sie mit uns in Kontakt!

‣ Newsletteranmeldung | www.vgb.org/newsletter.html

VGB-FORTBILDUNGSVERANSTALTUNG

ABFALL UND GEWÄSSERSCHUTZ 2019

ab

19:00

09:00

V4

09:45

V5

10:30 Pause

11:00

V6

Gemeinsames Abendessen

MITTWOCH, 10. APRIL 2019

Die novellierte Gewerbeabfallverordnung:

Praxisanforderungen aus juristischer Perspektive

– Getrenntsammlungspflicht und Ausnahmen

– Vorbehandlungspflicht und Anlagenanforderung,

– Pflichtrestmülltonne und Kleinmengenregelung

– Dokumentationspflichten

RA V. Hoffmann, Rechtsanwälte Hoffmann

Liebs Fritsch & Partner, Düsseldorf

Windkraft als Motor zur Herstellung

der Durchgängigkeit

– Jagstunfall 2015 und Aktionsprogramm Jagst

– Ersatz- und Ausgleichsmaßnahmen für Windpark

– Vier Projekte zur Herstellung der Durchgängigkeit

M. Käser,

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart

Aktuelles zum Entsorgungshandbuch

– Aktuell überarbeite und geplante Kapitel

– praktische Hinweise zur Umsetzung der

novellierten Gewerbeabfallverordnung

– Entsorgung von SF 6 und SF 6 -haltigen Geräten

K. Fetsch, envia, Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz

ORGANISATORISCHE HINWEISE

TAGUNGSORT

Hotel Zugbrücke Grenzau | Brexbachstraße 11 – 17

56203 Höhr-Grenzhausen | Tel.: 02624 105-0

ANMELDUNG

Die Anmeldung wird Online erbeten. Die Rechnung geht Ihnen mit

der Post zu, eine gesonderte Bestätigung erfolgt nicht. Die Namensschilder

und Tagungsunterlagen werden vor Beginn der Tagung

im Tagungsbüro ausgehändigt.

TEILNAHMEGEBÜHR

Die Teilnahmegebühr beträgt 1.500,-- €.

In dieser Gebühr sind die Übernachtungs- und Bewirtungskosten

(563,-- €) enthalten, einschl. der hierfür zu entrichtenden Mehrwertsteuer

in Höhe von 19 % = 89,89 €. Der Betrag von 937,-- € ist

mehrwertsteuerfrei.

Enthalten sind zwei gemeinsame Mittagessen am 10. und 11.

April sowie zwei Abendessen am 9. und 10. April (jeweils

zwei Getränke frei), Konferenz- und Pausengetränke, die Übernachtung

im Einzelzimmer mit Frühstück (für die Nächte von Dienstag

auf Mittwoch und Mittwoch auf Donnerstag) und die Tagungsunterlagen.

Ein kostenloser Transfer vom/zum Hbf. Koblenz am 9. und

11. April (genaue Zeiten entnehmen Sie bitte den Hinweisen für

die Teilnehmer, die wir Ihnen rechtzeitig vor der Veranstaltung zusenden

werden) wird angeboten.

Die Zimmerreservierung wird ausschließlich von VGB PowerTech

vorgenommen!

11:45

V7

Betreibererfahrungen bei der Umsetzung

der 42. BImSchV

– Betriebstagebuch

– Sachverständigenprüfung

– Biozideinsatz

W. Hoffmann, RWE Power AG, Bergheim

12:30 Mittagessen

14:00

V8

14:45

V9

15:30 Pause

ab

15:45

ab

19:00

09:00

V10

09:45

V11

Schadstoffe und Sanierungsgrundsätze

– Relevante Schadstoffparameter in baulichen

und technischen Anlagen

– Sanierungsgrundsätze (rechtliche Vorgaben,

Minimierungsgebot, Stand der Technik etc.)

– Praxisbeispiele Staub-/emissionsarme Verfahren

O. Dünger, Competenza GmbH, Ratingen

Erfassungsstelle für Abfälle

in einem Öl- und Gaskraftwerk

– feste Abfälle

– flüssige Abfälle

N. Gerischer, Uniper GmbH, Vohburg

Gruppendiskussionen/Teamarbeit

Themen werden vor Ort festgelegt

(Sprecher wird in der Gruppe benannt)

Abendessen

DONNERSTAG, 11. APRIL 2019

Die Bewirtschaftungsziele in der

wasserrechtlichen Vorhabenprüfung

– Anforderungen an die Bestandserfassung und

die Auswirkungsprognose

– Prüfung des Verschlechterungsverbotes und

des Verbesserungsgebotes

– Folgen für die Durchführung des Verfahrens

und die Antragsunterlagen

RA G. Kreinberg, RWE Power AG, Essen

Aus dem Leben eines Abfallbeauftragten

– Die Geburt: Bestellung und Stellung im Betrieb

– Das Lernen: Qualifikation, Fachkunde, Zuverlässigkeit

– Die Arbeit: Beraten, Überwachen, Kontrollieren,

Aufklären, Hinwirken, Mitwirken

– Die Krisen: Ämterhäufung, Interessenkonflikte,

Benachteiligungsverbot

Dr. J. Brand,

Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Karlsruhe

10:30 Pause

11:00 Ergebnisse der Teamarbeit vom Vortag

– Kurzberichte der Gruppendiskussion

– Erfahrungsaustausch

Diskussionsleitung: N. Gerischer,

UNIPER Kraftwerke GmbH, Vohburg

12:00 Meinungsaustausch zur Veranstaltung

Dr. Th. Eck, VGB PowerTech e.V., Essen, und

N. Gerischer, UNIPER Kraftwerke GmbH, Vohburg

12:15 Gemeinsames Mittagessen

ca. Ende der Veranstaltung

13:00

ONLINEANMELDUNG

https://www.vgb.org/COR-event_page-24142.html

Kontakt: Gerda Behrendes | Tel. +49 201 8128-313 | Fax +49 201 8128-364 | E-Mail: vgb-abf-gew@vgb.org


Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges VGB PowerTech 3 l 2019


Status, potentials and challenges for baseload application


Thomas Linnemann and Guido S. Vallana

Kurzfassung

Windenergie in Deutschland und Europa

Status, Potenziale und Herausforderungen

in der Grundversorgung mit Elektrizität


Die installierte Nennleistung sämtlicher Windenergieanlagen

in Deutschland hat sich in den

letzten 18 Jahren, von Anfang 2000 bis Ende

2017, auf rund 56.000 Megawatt (MW) mehr

als verzwölffacht. Die Jahreshöchstlast liegt im

Vergleich dazu aktuell bei etwa 84.000 MW.

Zusammen mit 17 weiteren europäischen Ländern

erhöhte sich die Nennleistung zeitgleich

um etwa das 18fache auf nahezu 170.000 MW.

Damit verfügt allein Deutschland über ein Drittel

der europaweiten Windenergieanlagenleistung.

Eine wesentliche physikalische Eigenschaft der

Windenergie ist ihre starke raumzeitliche Variation

aufgrund der Fluktuationen der Windgeschwindigkeit.

Meteorologisch betrachtet

wird die aus Windenergieanlagen eingespeiste

elektrische Leistung durch Wetterlagen mit typischen

Korrelationslängen von mehreren hundert

Kilometern bestimmt. Im Ergebnis ist die

aufsummierte eingespeiste Leistung der europaweit

über mehrere tausend Kilometer sowohl in

Nord-Süd- als auch Ost-West-Richtung verteilten

Windenergieanlagen hoch volatil, gekennzeichnet

durch ein breites Leistungsspektrum.

Die intuitive Erwartung einer deutlichen Glättung

der Gesamtleistung in einem Maße, das

einen Verzicht auf Backup-Kraftwerksleistung

ermöglichen würde, tritt allerdings nicht ein.

Das Gegenteil ist der Fall, nicht nur für ein einzelnes

Land, sondern auch für die große Leistungsspitzen

und -minima zeigenden Summenzeitreihen

der Windstromproduktion 18 europäischer

Länder.

Für die Jahre 2015 bis 2017 weisen diese Summenzeitreihen

(Stundenwerte) Jahresmittelwerte

zwischen 22 und 24 % der Nennleistung

und Jahresminima zwischen rund 6.000 und

8.000 MW auf. Dies entspricht trotz europaweit

verteilter Windparkstandorte rechnerisch gerade

einmal 4 bis 5 % der in den 18 Ländern insgesamt

installierten Nennleistung.

Authors

Dipl.-Ing. Thomas Linnemann

Dipl.-Phys. Guido S. Vallana


Essen, Germany

Windenergie trägt damit praktisch nicht zur

Versorgungssicherheit bei und erfordert planbare

Backup-Systeme nach heutigem Stand der

Technik in Höhe von nahezu 100 % der Nennleistung

des „europäischen Windparks“, solange

dessen Nennleistung die kumulierte Jahreshöchstlast

der betreffenden Länder zuzüglich

Reserven noch nicht überschritten hat.

Die VGB-Geschäftsstelle ist Fragen zur Windenergienutzung

in Deutschland und 17 europäischen

Nachbarländern nachgegangen und hat

im Rahmen eines Faktenchecks Plausibilitätsbetrachtungen

durchgeführt.

Die Betrachtungen beruhen auf frei zugänglichen

Realdaten zur elektrischen Leistungseinspeisung

aus Windenergie für 18 Länder, veröffentlicht

durch die nationalen und europäischen

Übertragungsnetzbetreiber im Internet.

Die VGB-Windstudie 2017 besteht aus zwei Teilen:

Im ersten Teil [1] geht es um langjährige

Entwicklungen in Deutschland von 2010 bis

2016, während der zweite Teil die Windstromproduktion

in 18 Ländern Europas im Jahr

2017 beleuchtet und insbesondere der Frage

nachgeht, ob im europäischen Netzverbund gemäß

dem Motto „irgendwo weht immer Wind“

ausreichende gegenseitige Ausgleichsmöglichkeiten

bestehen.

l

Introduction

Wind power is a cornerstone of rebuilding

the electricity supply system completely

into a renewable system, in Germany referred

to as “Energiewende” (i.e. energy

transition). Wind power is scalable, but as

intermittent renewable energy can only

supply electrical power at any time reliably

(security of supply) in conjunction with

dispatchable backup systems. This fact has

been shown for example in the first part of

the VGB Wind Study [1] dealing with operating

experience of wind turbines in Germany

from 2010 to 2016. This study states

among other things that despite vigorous

expansion of on- and offshore wind power

to about 50,000 MW (92 % onshore, 8 %

offshore) at year-end 2016 and contrary to

the intuitive assumption that widespread

distribution of about 28,000 wind turbines,

hereinafter referred to as German wind

fleet, should lead to balanced aggregate

power output, no increase in annual minimum

power output has been detected

since 2010, each of which accounted for

less than 1 % of the relevant nominal capacity.

The annual minimum power output reflects

the permanently available aggregate

power output (secured capacity) of the

whole German wind fleet by which conventional

power plant capacity can be reduced

on a permanent basis. Or in other words: In

every year since 2010 there was always at

least one quarter of an hour in which more

than 99 % of the nominal capacity of the

German wind fleet was not available and,

for all practical purposes, a requirement for

100 % dispatchable backup capacity prevailed,

although its nominal capacity had

almost doubled at the same time. Intuitive

expectations that electricity generation

from widespread wind turbines would be

smoothed to an extent which in turn would

allow the same extent of dispatchable

backup capacity to be dispensed with has

therefore not been fulfilled.

Dispatchable backup capacity is essentially

necessary to maintain a permanently

stable balance between temporal variations

of outputs from wind turbines and

other power plants fed into the power grid

and consumer-driven temporal demand

variations extracting power from the grid

(frequency regulation).

To maintain power grid stability, ancillary

services such as primary control capacity

or large rotational inertia are also necessary

to limit widely oscillating frequency

deviations (grid oscillations) − properties

that conventional power plants with their

turbo generators per se possess [2], but

which must be provided separately as additional

ancillary services in case of a largely

renewable power supply system based

on wind and solar energy (photovoltaics).

For grid stability, a secured capacity of

power plants including grid reserve and

standby capacities for backup purposes of

currently about 84,000 MW is required in

Germany at the time of annual peak load

occurring between 17:30 and 19:30 during

the period from November to February [3].

If electricity generation from wind power is

further expanded in line with the objectives

of the German federal government,

the nominal capacity of the German wind

fleet should exceed this secured capacity of

64


Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges

power plants in several years’ time. From

that point on, the dispatchable backup capacity

to be maintained would have to be

capped at about the level of this secured

capacity of power plants which is sufficient

for grid stability reasons.

Solar energy (photovoltaics) as a further

scalable and politically designated cornerstone

of the German Energiewende is always

100 % unavailable during the times of

year and day relevant for the annual peak

load, as well as year-round at night, and

therefore per se cannot make any contribution

to the secured power plant capacity [3].

At year-end 2017, almost 1.7 million photovoltaic

systems with around 42,400 MW

nominal capacity (peak) were installed

throughout Germany, supplying 40 TWh of

electricity year-round [4]. By comparison,

net power consumption amounted to

around 540 TWh. This amount does not include

the balance of electricity imports and

electricity exports of almost 55 TWh [5],

the auxiliary electric load of power plants

of about 34 TWh [6] or grid losses at all

voltage levels of around 26 TWh [7]. Photovoltaics

therefore contributed around

7.4 % towards meeting the domestic net

power requirement.

Analyses of quarter-hourly time series of

power output from wind turbines and photovoltaic

systems in Germany over several

years, scaled up to a nominal capacity of an

average 330,000 MW to obtain 500 TWh

electricity from these two intermittent renewable

energy systems (iRES) per year,

lead to a continued high need for dispatchable

backup capacity of 89 % of the annual

peak load [8],[9]. This average iRES nominal

capacity includes 51 % of onshore wind

power, 14 % of offshore wind power and

36 % of photovoltaic systems. The annual

electrical energy amount of 500 TWh reflects

Germany’s net electricity consumption

plus grid losses minus predictable renewable

energy systems (RES) such as runof-river

and pumped storage power plants,

biomass and geothermal power plants.

The saving in backup capacity of 11 % of the

annual peak load under these conditions is

essentially attributable to the regular nighttime

load reduction, as high backup capacities

are seldom necessary during the daytime

with electricity generation from solar

power. From 2015 to 2017, an average 13 %

of the annual hours in which iRES power

outputs of less than 10 % of the iRES nominal

capacity arose were accounted for by

daytime hours between 08:00 and 16:00.

As, at around 130 TWh, slightly more

than one quarter of the iRES annual electric

energy would occur at times of low

demand (surplus) and therefore not be

directly usable, the dispatchable backup

system would have to provide the equivalent

of these surpluses temporally delayed

with a very low capacity factor of a maximum

20 %.

From one year to the next, weather-related

fluctuations of iRES annual electric energy

of at least ±15 % would have to be factored

in [8], with repercussions on the backup

capacity in case of continued efforts to

maintain the current high level of security

of supply.

According to annual outage and availability

statistics compiled by the Forum Network

Technology/Network Operation of

VDE as German Association for Electrical,

Electronic and Information Technologies,

reliability of the power grid in Germany,

reflected by an outage duration of 11.5

minutes per electricity customer in 2016,

remains extremely high [10]. On this basis,

the level of security of supply of end consumers

in Germany averaged 99.998 %.

These results are based on the optimal mix

of wind power and photovoltaics providing

100 % of the net annual electricity consumption

of 500 TWh, in which the annual

electric energy to be supplied by the backup

system becomes minimal. Under these conditions

the backup system would have to

cover slightly more than one quarter of the

annual electric energy, namely 130 TWh,

photovoltaics around one fifth and wind

power the remainder. In the case of nondissipative

energy storage with unlimited

power input and power output capped at

nine tenths of the annual peak load, iRES

production surpluses of 130 TWh on average

would be sufficient as backup.

If the previous review is widened to encompass

eight [11] or 27 European countries

[12], two limiting cases can be distinguished:

––

In the first limiting case without interconnectors,

a separate country analysis

is sufficient, and each European country

has to provide an average 23 % [11] or

24 % [12] of its iRES annual electricity

generation by means of a national dispatchable

backup system. This theoretical

limit implies sufficient transmission

capacities within the country in each

transport direction. Such national copper

plates are certainly not realistic in

any case.

––

In the second (theoretical) case, additionally

characterised by the optimum European

interconnection via interconnectors

with infinitely large transmission capacities

without transmission losses, this average

falls to 16 % [11] or 15 % [12].

The annual backup energy reduction from

23 % to 16 % [11] or 24 % to 15 % [12] reflects

the maximum benefit that can be

achieved with an optimally interconnected

Europe. The required backup capacity

would be reduced further by an average

13 % of the annual peak load in this case

[11]. For Germany, a total reduction in

backup capacity by about one quarter of

the annual peak load could then be expected.

About 46 % of this reduction would be

attributable to the domestic effect and

54 % to Europe’s effect.

For the interconnectors in an optimally interconnected

Europe, transmission capacities

of 831,000 MW would have to be established,

corresponding to twelve times the

European interconnector capacity in 2011.

Meanwhile, the benefit of interconnecting

Europe would already approach 97 % of

the maximum with six-fold interconnector

capacity compared to 2011 [12].

Attention should be drawn to the fact that

Wagner’s calculations [11] are based on

time series for aggregate power output

from wind power and photovoltaics in

2012 available on the internet as transparency

data from transmission system operators,

whilst Rodriguez et al. [12] use

weather data from 2000 to 2007 as input

for their model calculations on iRES-based

electricity generation.

Therefore, even with quadrupled iRES

nominal capacity compared with the current

level in an optimally interconnected

Europe, a comparatively small saving in

dispatchable backup capacity and low capacity

factors of the backup system, for instance

of Germany, are to be expected,

with repercussions on its profitability.

Review of electricity generation

from wind power in Germany

since 2010

In the first part of the VGB Wind Study [1]

electricity generation from the German

wind fleet from 2010 to 2016 has been analysed.

Meanwhile operating data for one

additional year are available and enable an

update before Europe is moved into the

spotlight.

In 2017, the nominal capacity of the German

wind fleet increased by a further 12 %

year-on-year to roughly 56,000 MW (F i g -

u r e 1 ), some 90 % of which was accounted

for by onshore wind power and 10 % by

offshore wind power.

The German wind fleet comprised a total of

almost 30,000 turbines at the end of the

year. This corresponds to 6 % growth compared

with the previous year.

The annual peak power output P Max

reached a new all-time high of almost

40,000 MW in 2017. This all-time high occurred

on 28 October 2017 between 18:15

and 18:30.

Note: All times in connection with quarterhourly

or hourly data are stated in coordinated

universal time (UTC) in this study.

In the afternoon and evening of that day in

October, the low-pressure system “Herwart”

swept across the north and east of

Germany with severe to hurricane-like

storm-force gusts and gale-force winds,

caused gusts of up to hurricane force in

Denmark, Poland and the Czech Republic

and led to extremely high power output

from wind turbines there as well.

65

Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges VGB PowerTech 3 l 2019

Power in MW

65,000

60,000

55,000

50,000

45,000

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0

WT: Wind turbines

Number of wind turbines (end of year, rounded)

26,903

21,678

4,100

Due to high, but not too high wind speeds

prevailing over large parts of Germany and

its neighbours at times on that October

day, around 70 % of the wind turbines in

Germany fed their nominal capacity into

the power grid.

Note: Wind turbines automatically switch

off at wind speeds of around 25 m/s according

to preventive measures (storm deactivation).

Similarly high aggregate power output also

occurred in Germany on 18 March 2017

with the low-pressure system “Eckart”,

which brought severe storm-force gusts to

Berlin and Brandenburg.

Even without these spring and autumn

storms, 2017 was an extremely windy year.

The mean power output P µ of the German

wind fleet as measure of electrical energy

supplied annually rose by 34 % year-onyear

to 11,720 MW. This corresponds to an

annual electric energy of 103 TWh. Wind

power thus for the first time breached the

annual generation threshold of 100 TWh.

The annual minimum power output P Min of

158 MW occurred on 6 July 2017 between

07:15 and 07:30 and remained − as in the

previous seven years − significantly below

1 % of the nominal capacity P N at year-end.

Comparatively low German wind fleet

power outputs over several consecutive

hours of up to 1 % of the nominal capacity

or nearly 562 MW were recorded in January,

June, July, August, September and October,

and therefore in six months of the

high-wind year 2017.

Note: A minimum power output of the German

wind fleet of 229 MW has been recorded

in 2018, with a nominal capacity of

around 59,000 MW (90 % onshore, 10 %

offshore).

Year

38,614

44,580

Quarter-hourly resolution

21,600 WT 22,300 WT 23,000 WT 23,800 WT 25,100 WT 26,800 WT 28,200 WT 29,800 WT

49,592

56,164

39,408

Nominal power P N

33,477

33,834

32,926

30,979

28,712

29,344

26,268

24,086

22,870

Maximum P Max

Arithmetic mean P µ

11,720

8,851 8,769

5,066 5,225 5,388 5,840

Minimum P Min

113 88 115 121 24 105 128 158

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Sources: BMWi, BWE, German TSO

Fig. 1. Figures on electricity generation from wind power in Germany since 2010 with the

year-end nominal capacity P N of the German wind fleet, the annual maximum P Max and

the annual minimum P Min as well as the mean value P µ of the power time series.

As low power output can occur during both

day and night, the matter of future security

of supply cannot be resolved by expanding

electricity generation from photovoltaics.

In their energy performance reports, the

German transmission system operators

point out that it is difficult to make reliable

statements about possible unavailable capacity

of volatile renewable energy systems

at the time of the annual peak load. In their

responsibility for safe grid operation they

call for such supply-dependent volatile capacity

to be available to at least 99 % of a

year in order to be considered as secured

capacity [3].

To this end they regularly evaluate historical

time series of normalised iRES power

output in relation to the nominal capacity

as ordered annual load duration curves.

From these curves they derive an aggegate

secured capacity for the German wind fleet

of a maximum 1 % of the nominal capacity,

and stress even a restriction to the winter

months would indicate no significant

change in this result [3].

In view of the fact that the annual minima

of the German wind fleet power output

have all even been found to amount to less

than 0.5 % of the nominal capacity since

2010, this procedure would appear to be

justified if the currently high level of security

of supply of 99.998 % [10] is to be

maintained (see F i g u r e 1 ).

Worthy of mention is the ten-day cold dark

doldrums from 16 to 25 January 2017, during

which the weather in Germany was simultaneously

cold, foggy and windless.

The weather conditions led to all wind turbines

and photovoltaic systems in Germany

feeding a mere average of just under

4,600 MW into the grid over these ten days,

with an iRES nominal capacity of around

90,000 MW. Wind power accounted for

three quarters of this iRES average power

output.

On several days the German wind fleet at

times supplied less than 1,800 MW or 2 %

of its nominal capacity over several consecutive

hours, while biomass, hydropower

and geothermal energy together contributed

a largely constant power output of

6,300 MW.

During the ten-day dark doldrums, all renewable

energy systems (RES) together

covered 15 % of the demand and produced

an average power output of around

11,000 MW.

The RES minimum output of around

7,000 MW occurred on 23 January 2017

between 00:00 and 00:45. This corresponded

to about 6 % of the RES nominal

capacity [4].

During the cold dark doldrums the load

varied between 42,000 MW and 75,000 MW

(average: 61,000 MW), so that available

conventional power plants had to contribute

most to meeting demand with power

outputs of 33,000 to 67,000 MW [13].

Note: The load has been provided via internet

from the transparency platform of EN-

TSO-E, the European Network of Transmission

System Operators [13]. It includes

grid losses and can be calculated from

gross power generation by deducting the

auxiliary consumption of power plants, the

balance of imports and exports and the demand

of pumped storage power plants.

However, contributions from German railways’

captive generation, industry-owned

power plants, small combined heat and

power units and small-scale plants based

on renewables are not recorded by German

transmission system operators [1]. These

account for around 10 % of the load and

are not included in load data obainable

from ENTSO-E. Since the temporal pattern

of these contributions is unknown, load remains

unchanged and is used here to represent

the domestic load curve.

These data derived from the January 2017

cold dark doldrums characterise requirements

that have to be imposed on a backup

system which will have to replace the conventional

power plants in future with further

iRES expansion, if the grid is to be operated

stably and with security of supply.

The fact that sustained periods of weak

wind occur not only in Germany but also in

other European countries is demonstrated

by the public debate on electricity generation

from wind power in Great Britain,

which was down 40 % year-on-year in July

2018. For weeks, the wind fleet power output

ranged from a few hundred to about

3,000 MW, reaching a monthly average of

9 % of the nominal capacity. When good

wind conditions prevail, the power output

in Great Britain typically reaches 9,000 to

10,000 MW [14].

66


Wind Energy in Germany and Europe: Status, potentials and challenges

Probability in % (CDF)

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

CDF: Cumulative distribution function

Electricity generation from wind power

η A,Min

η A,Max

Normalised power P/P N in %

P Max /P N

Hourly resolution

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Sources: ENTSO-E, German TSO

Fig. 2. Cumulative probabilities of hourly power output P of the German wind fleet from 2010 to

2017 normalised to the nominal capacity P N at year-end.

F i g u r e 2 shows cumulative probabilities

of the normalised hourly power output P of

the German wind fleet for the years 2010 to

2017 in relation to the nominal capacity P N

at year-end. CDF denotes the cumulative

distribution function. The ratio of the

mean power output P µ to the nominal capacit

VGB POWERTECH 3 (2019)

Create successful ePaper yourself