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VGB POWERTECH 6 (2019)

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 3 (2019). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Maintenance of power plants. Power grids. Flexibility. IEC 62443.

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 3 (2019).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Maintenance of power plants. Power grids. Flexibility. IEC 62443.

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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

6 2019

Focus

• Maintenance of

power plants

• Power grids,

Flexibility

Intelligent

condition analysis

Fast frequency changes

and the behaviour of

power plants

ANALYTICAL INSTRUMENTS

ANALYTICAL ANALYTICAL INSTRUMENTS

INSTRUMENTS

Acid conductivity monitoring –

No more resin change

Acid conductivity Acid conductivity monitoring monitoring – ––

AMI CACE

No more resin No more change

resin change

Conductivity After Cation Exchange (CACE) has never been

easier to measure than with the new EDI technology for catio

AMI

AMI CACE

CACE

removal from the sample

Conductivity

Conductivity After

After Cation Exchange Cation Exchange

(CACE) (CACE)

has never has

been

never been

easier to to measure than with the new EDI technology for for for cation

easier to measure SWAN than Analytische with the new Instrumente EDI technology AG ∙ CH-8340 for cation Hinwil

removal from the sample

removal from the www.swan.ch sample ∙ swan@swan.ch

SWAN Analytische Instrumente AG ∙ ∙ ∙ CH-8340 Hinwil

SWAN Analytische Instrumente AG ∙ CH-8340 Hinwil

www.swan.ch ∙ ∙ ∙ swan@swan.ch

www.swan.ch ∙ swan@swan.ch

IEC 62443 –

Industrial security

Flexibility and

renewable energies in

district heating systems

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

Water Steam Cycle

Water Steam Steam Cycle

Cycle

Water Steam Cycle

Water Steam Cycle

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition


YEARS


VGB PowerTech 6 l 2019

Editorial

Topics that matter

The global energy landscape

is changing massively and

presents all players with new

challenges. Particularly noticeable

is the change in the power

supply sector and in our future

mobility. While suitable technologies

for mobility are being

sought today, the change in

power supply is obvious. This

change is associated with strategic,

organisational and technical

challenges as well as a

dynamic that has replaced the

previous, virtually predictable

or foreseeable development of

electrical and thermal energy

supply. The three “Ds”: decarbonisation, decentralisation and

digitisation are the drivers.

Whatever the challenges, the focus will always be on people

to identify problems, develop strategies and implement solutions.

It is concerned with strategic and organisational change,

streamlining of areas, optimisation of processes and more efficient

working methods in order to survive with the companies

in the markets of the future.

Communication is important for these processes; the exchange

of experiences and the discussion of topics, which reflect the activities

and benefits of VGB PowerTech: Where can we communicate

better, more efficiently and with less concentration about

challenges than “on site” at events and specialist meetings of

our association!

For the first half of this year, we can look back on a thematically

broad and topical programme. This ranges from “maintenance

in power plants” to “gas turbines and gas turbine operation” as

well as “thermal waste utilisation and fluidised bed combustion”

to “maintenance in wind power plants” and others. Information

and summaries on all events can be found on our website at

www.vgb.org or via our bimonthly newsletter*.

A special focus this year will be the topic of “digitisation” in power

generation. With the global spread of the Internet and the

penetration of virtually all areas of life and the world of work,

digitisation has changed a lot. Clouds, Industrial Internet of

Things, Big Data & Smart Data are just a few of the buzzwords.

In power generation plants, the expansion of digital control

systems can help optimise plant performance by reducing costs

and optimising asset management. Digital systems can also play

an important role in optimising decision making and supporting

business processes to position themselves more efficiently.

In addition, more and more power plants and power generation

plants worldwide are due for refurbishment and modernisation

in the next few years, which raises the question of the extent of

digitisation for existing plants.

These were some of the topics discussed at the VGB workshop

“Digitisation in Hydropower” in Graz, where the VGB member

VERBUND impressively presented “Hydropower 4.0 – The Digital

Hydropower Plant”.

The topic was tackled more fundamentally on the “digi Day:

Digitisation in the Energy Value Chain” of the VGB, because here

questions about digitisation were the starting point:

• Does this general trend really still offer new opportunities for

the energy industry or are the generation facilities not already

largely digitalised today?

• Will we still be able to operate our generation facilities economically

in the future without using further digitalisation?

• Do approaches to solutions perhaps offer a perspective that

brings together “conventional” and “renewable” digitally?

• What visions of the future do operators, manufacturers and

service providers have?

So there are plenty of topics and questions and VGB will continue

to address them for the industry. Next on the agenda will

be “Digitisation” at the VGB Congress in Salzburg in September,

and in October a workshop will be devoted entirely to “Digitisation

in the Wind Industry”.

So it remains exciting and there are many technical topics in the

energy supply to which we must and will devote ourselves in

order to continue to ensure a safe and secure energy supply with

the particular responsibility but also the possibilities of technology

and new technologies such as digitisation.

* Newsletter subscription: www.vgb.org/en/newsletter.html

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Editor in Chief, VGB PowerTech

Essen, Germany

1


Editorial VGB PowerTech 6 l 2019

Themen die bewegen

Die weltweite Energielandschaft

ändert sich massiv und stellt alle

Akteure vor neue Herausforderungen.

Besonders erkennbar ist

der Wandel auf dem Sektor der

Stromversorgung und hinsichtlich

unserer zukünftigen Mobilität.

Während für die Mobilität

geeignete Technologien heute

gesucht werden, ist der Wandel

in der Stromversorgung offensichtlich.

Dieser Wandel ist verbunden

mit strategischen, organisatorischen

und technischen

Herausforderungen sowie einer

Dynamik, die die bisherige, quasi

berechenbare bzw. absehbare

Entwicklung der elektrischen und thermischen Energieversorgung

abgelöst hat. Als Treiber dieser Prozesse positionieren sich die drei

„Ds“: Dekarbonisierung, Dezentralisierung und Digitalisierung.

Wie auch immer Herausforderungen aussehen werden, im Mittelpunkt

wird immer der Mensch stehen, um Probleme zu identifizieren,

Strategien zu entwickeln und Lösungen umzusetzen. Ihn betreffen

strategischer und organisatorischer Wandel, Verschlankungen

von Bereichen, Optimierungen von Prozessen und effizientere

Arbeitsweisen, um mit den Unternehmen in den Zukunftsmärkten

zu bestehen.

Diese Prozesse leben auch von der Kommunikation, dem Austausch

von Erfahrungen und der Diskussion von Themen, womit sich Angebot

und Arbeit von VGB PowerTech widerspiegeln: Denn wo kann

besser, effizienter und kaum so konzentriert über Herausforderungen

kommuniziert werden, als „Vor Ort“ auf Veranstaltungen und

Fachtreffen unseres Verbandes.

So können wir für die erste Hälfte dieses Jahres auf ein thematisch

breites und mit aktuellen Themen angelegtes Programm zurück blicken.

Dieses reicht von der „Instandhaltung in Kraftwerken“ über

„Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb“ sowie „Thermische Abfallverwertung

und Wirbelschichtfeuerungen“ zu „Instandhaltung in

Windkraftanlagen“ und weiteren. Hinweise und Zusammenfassungen

zu allen Veranstaltungen finden sich auf unseren Webseiten

unter www.vgb.org bzw. über unseren alle zwei Monate erscheinenden

Newsletter*.

Einen besonderen Fokus in diesem Jahr bildet das Thema „Digitalisierung“

in der Energieerzeugung. Mit der weltumspannenden Verbreitung

des Internets und dem Eindringen in quasi alle Lebensbereiche

und die Arbeitswelt hat die Digitalisierung vieles verändert.

Clouds, Industrial Internet of Things Big Data & Smart Data sind

dazu einige Schlagworte, die im Raum stehen.

In Anlagen der Energieerzeugung kann ein Ausbau digitaler Leitund

Kontrollsysteme dazu beitragen, die Leistung von Anlagen in

zu optimieren, indem Kosten gesenkt werden und das Asset-Management

optimiert wird. Digitale Systeme können auch eine wichtige

Rolle bei der Optimierung der Entscheidungsfindung und der

Unterstützung von Unternehmensabläufen spielen, um sich effizienter

zu positionieren. Zudem stehen in den nächsten Jahren immer

mehr Kraftwerke und Energieerzeugungsanlagen weltweit zur

Sanierung und Modernisierung an, womit sich die Frage nach dem

Umfang der Digitalisierung für bestehende Anlagen stellt.

Dies waren einige Themen auf dem VGB-Workshop „Digitalisierung

in der Wasserkraft“ in Graz, auf dem auch eindrucksvoll seitens des

VGB-Mitglieds VERBUND „Hydropower 4.0 – Das digitale Wasserkraftwerk“

präsentiert wurde.

Grundsätzlicher angefasst wurde das Thema auf dem „digi-Tag:

Digitalisierung in der Energiewertschöpfungskette“ des VGB, denn

hier waren Fragen an die Digitalisierung Ausgangspunkt:

• Bietet dieser allgemeine Trend für die Energiewirtschaft tatsächlich

noch neue Chancen oder sind die Erzeugungsanlagen

nicht schon heute weitgehend digitalisiert?

• Werden wir unsere Erzeugungsanlagen ohne Nutzung einer

weitergehenden Digitalisierung in Zukunft noch wirtschaftlich

betreiben können?

• Bieten vielleicht gerade Lösungsansätze eine Perspektive, die

„Konventionelle“ und „Erneuerbare“ digital zusammenbringen?

• Welche Zukunftsbilder haben Betreiber, Hersteller und Dienstleister?

Themen und Fragen gibt es also genug und VGB wird diese für die

Branche auch weiter angehen. Als Nächstes steht die „Digitalisierung“

auf dem VGB-Kongress im September in Salzburg auf der

Agenda und im Oktober widmet sich ein Workshop ganz der „Digitalisierung

in der Windindustrie“.

Es bleibt also weiterhin spannend und es gibt viele technische Themen

in der Energieversorgung, denen wir uns widmen müssen und

widmen werden, um weiterhin für eine sichere und gesicherte Energieversorgung

Sorge zu tragen mit der besonderen Verantwortung

aber auch den Möglichkeiten der Technik und neuer Technologien

wie der Digitalisierung.

* Newsletterabo: www.vgb.org/newsletter.html

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Chefredakteur VGB PowerTech

Essen, Deutschland

2


Optionen

> Doppeldichtung /

Flanschabdichtung (Gehäuse)

> Dichtelement/Regelplatte

> Drosseleinsatz

aas

Armaturen Anlagen Service

Armaturen Anlagen Service GmbH

Mercatorstr. 36a | 46485 Wesel/Germany

T +49 (0)281/206980-0

info@aasgmbh.de | www.aasgmbh.de

Hochdruck Absperr-, Entwässerungs- und Regelventil

in Durchgangsform Typ ARED-V Verschleißfreie Armatur

Baugruppen

ARED-V 15-25 / DN 15-25, PN 250-500

ARED-V 32-50 / DN 32-50, PN 250-500

ARED-V 15-25 / DN 15-25, PN 40-160

ARED-V 32-50 / DN 32-50, PN 40-160

Hauptanwendung

> Konventionelle Kraftwerke

> Verfahrenstechnik

> Kesselspeisung / Kesselentwässerung

> Chemische Industrie

> Petrochemische Industrie

> Papierindustrie und Zellstoffindustrie

> Zuckerindustrie

> Entzunderungsanlagen

Medien

> Wasser

> Dampf

> Sonstige nicht aggressive Medien,

wie z.B. Öl und Gas, auf Anfrage

Konstruktiver Aufbau und

Optionen

> Dichtelement mit Regelkante

> Stopfbuchsbrille mit Abstreifring*

> Federbelastete Stopfbuchse (live-loading)*

> Positionsschalter- Ventilkombination mit

Rohrzwischenstück geflanscht*

> Sonderpackung

> Flansche

> Verriegelung- Gewindebuchse

buntmetallfrei*

> Schmiernippel für T < 600 °C

> Aufbauteile für Stellantriebe*

> Elektrische Stellantriebe*

> Hydraulische Antriebe*

> Pneumatische Stellantriebe*

> Andere Schweißmuffenbearbeitung

> Abnahme nach Regelwerken wie z.B.

TRD/TRB/AD2000

oder nach Kundenspezifikation

> Absperrventil mit Rückdichtung,

PN 40-500, DN 10-50

> Fire-Safe*

> TA-Luft* * Option

Vertriebsbüro Mitte

Krotzenburger Str. 21 | 63796 Kahl am Main

T +49 (0)6188 9142 770

info@aasgmbh.de | www.aasgmbh.de

Vorteile der Armatur

WELTNEUHEIT

© Copyright 10 2019 100 663.5

> Verschleiß- und druckverlustfreie Absperrarmatur

> Erhöhung der Energieeffizienz

> Erhebliche Erhöhung der Standzeit

> Größere Verfügbarkeit der Produktionsanlage

> Größere Instandhaltungsintervalle

> Erhebliche kürzere Montagezeit beim Austausch der Armatur

> Modulbauweise / vier Baugruppen für alle Ventile

> Sitzringe austauschbar

> Sitzringe mittels Laserverfahren gepanzert

> Dichtelement aus Stellit 6

> Einfache Umrüstung auf Antriebe

Betriebsdaten

Kenngröße

Wert

Nenndruck PN 250-500

Nenndruck 1) PN 40-160

Nennweiten DN 10-65

max. zulässiger Druck 500 bar

max. zulässiger Druck 1) 160 bar

Min. zulässige Temperatur -10 °C

Max. zulässige Temperatur + 650 °C

Werkstoffe | Flansche

Werkstoffnummer Temperaturgrenze

C 22.8 1.0460 ≤ 480 °C

16Mo3 1.5415 ≤ 530 °C

15NiCuMoNb5 1.6368 ≤ 450 °C

13 CrMo45 1.7335 ≤ 550 °C

10CrMo910 1.7380 ≤ 580 °C

X20CrMoV121 1.4922 ≤ 650 °C

X10CrMoVNb9.1 1.4903 ≤ 650 °C

X10CrWMoVNb9.2 1.4905 ≤ 650 °C

X3CrNiMoBN 17 13 3 1.4910 ≤ 650 °C

oder auf Anfrage.

Unser Ziel ist es jede erforderliche Armatur für den Kraftwerksund

Anlagenbau maßgeschneidert zu liefern – für alle Drücke und

Temperaturen im Kraftwerk und Anlagenbau.

ZERTIFIZIERUNGEN

DIN ISO 9001

DIN ISO 14001

SCC**

WHG

KTA 1401

BS OHSAS 18001:2007

DGRL 2014/68/eu beantragt


Contents VGB PowerTech 6 l 2019

Acid conductivity monitoring – No more resin change

SWAN has reinvented Conductivity measurement After

Cation Exchange (CACE).

The AMI CACE continuously measures conductivity before and

after cation exchange without the need to change resin columns

every month and replace or regenerate resin.

An EDI module is removing the cations from the sample in the

same way the conventional resin used to do.

The monitor AMI CACE is a key component in controlling water

steam cycle chemistry. Its new EDI technology is significantly

reducing maintenance cost and the environmental impact, saving

resin and regeneration chemicals.

• No resin change or regeneration required.

• No rinse down time required, short response time.

• Less/No bias from ion leakage from resin.

• Continuous monitoring of sample flow to validate results.

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 6 l 2019

Topics that matter

Themen die bewegen

Christopher Weßelmann 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Industry News 34

Power News 36

Simulation of the behaviour of real power generation plants

in relation to fast frequency changes (RoCoF) according to

the requirements of the current VDE-AR-N 4120:2018

Simulation des Verhaltens realer Erzeugungsanlagen in Bezug

auf schnelle Frequenzänderungen (RoCoF) nach Anforderungen

der aktuellen VDE-AR-N 4120:2018

Melanie Herzig, Bernd-Christian Pago,

Christoph Neumann and Jens Paetzold 37

Gas Engine Oils – Factors influencing the aging

behaviour and the oil life in typical power plant applications

Gasmotorenöle – Einflussfaktoren auf das Alterungsverhalten

und die Ölstandzeit in typischen BHKW-Anwendungen

Hendrik Karl and Kathrin Kolba 47

CFD analysis and optimization of a multi-fuel burner

CFD Analyse und Optimierung bei einem

Multi-Fuel-Brenner für Hüttengase

Roland Eisl and Hannes Lippert 52

Experience of FTR technology for optimizing

cleaning of the boiler

Erfahrungen mit der FTR-Technologie zur Optimierung

der Reinigungsprozesse im Kessel

Naftaly Menn, Boris Chudnovsky and Alex Ditiatkovsky 57

Flexibility and renewable energies in district heating systems

– increasing demand due to the “Wärmewende”

Flexibilität und erneuerbare Energien in Fernwärmesystemen

– steigende Anforderungen durch die Wärmewende

Marc Jüdes und Nico Schmitt 62

Availability optimization through

intelligent condition analysis

Verfügbarkeitsoptimierung durch intelligente Zustandsanalyse

Thomas Borgmann, Kristin Abel-Günther and

Christian Scharfetter 43

4


VGB PowerTech 6 l 2019

Contents

For more information…

ANALYTICAL INSTRUMENTS

Acid conductivity monitoring –

No more resin change

AMI CACE

Conductivity After Cation Exchange (CACE) has never been

easier to measure than with the new EDI technology for cation

removal from the sample

SWAN Analytische Instrumente AG ∙ CH-8340 Hinwil

www.swan.ch ∙ swan@swan.ch

SWAN ANALYTICAL

INSTRUMENTS AG

CH-8340 Hinwil, Switzerland

E-mail: swan@swan.ch

www.swan.ch

Water Steam Cycle

Model-based studies on the use of renewable energy systems

in the energy supply of alpine ski and hiking areas

Modellbasierte Untersuchungen zum Einsatz

erneuerbarer Energiesysteme in der Energieversorgung

alpiner Ski- und Wandergebiete

Claudia Werner and Ivo Schillig 66

IEC 62443 – Industrial Security

IEC 62443: IT-Sicherheit für industrielle Automatisierungssysteme

– eine Einführung in die Systematik

Stefan Loubichi 71

Research and application of Nuclear Safety Culture

Improvement Management for NPPs in China

Forschung und Anwendung zur Weiterentwicklung

der Nuklearen Sicherheitskultur für Kernkraftwerke

in China

Xiaozhao Xu, Jun Guo and Sujia Li 77

Operating results 91

VGB News 92

Personalien92

Inserentenverzeichnis94

Events95

Imprint96

Preview VGB PowerTech 7|2019 96

VGB Congress 2019 – Innovation in Power Generation84

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 6 l 2019

Simulation of the behaviour of real

power generation plants in relation to fast

frequency changes (RoCoF) according to the

requirements of the current

VDE-AR-N 4120:2018

Melanie Herzig, Bernd-Christian Pago, Christoph

Neumann and Jens Paetzold

The VDE-application guide VDE-AR-N 4120 implements

new requirements from the European

Network of Transmission System Operators

(ENTSO-E) for high voltage on national level.

According to these new requirements, generating

units must withstand a high Rate of Change

of Frequency (RoCoF) without disconnection

from the grid. In this study, typical generating

units used in industrial settings are investigated

regarding their RoCoF withstand capability to

identify the feasibility of the new requirements.

Further investigations show whether the transient

stability of the system is still guaranteed.

Availability optimization through intelligent

condition analysis

Thomas Borgmann, Kristin Abel-Günther and

Christian Scharfetter

Based on the current requirement in the electricity

and heating market, it is necessary for

manufacturers to provide steam turbine sets

with a holistic/integrativ concept for effectiveness,

flexibility, availability and service over a

period of more than 10 years. MAN is implementing

this with a range of steam turbine sets

from a modular system, which, supplemented

with maintenance services in the package, is

equipped with a guarantee for the required

availability. To achieve availability over several

years, an irds® intelligent remote diagnostics

system is used. MAN can look back on more

than 15 years of experience in remote service

support, about 350 systems that are already

equipped with irds® and that enable automatic

recording, transmission and analysis of operating

data as well as regular and event-driven

analysis by MAN PrimeServ.

Gas Engine Oils – Factors influencing the

aging behaviour and the oil life in typical

power plant applications

Hendrik Karl and Kathrin Kolba

Driven by political and economic conditions,

the increasing use of gas engines as a replacement

for gas and steam turbine technology in

industrial and heating power plants is currently

being observed. Operation in stationary gas

engines places special demands on engine oil.

High combustion temperatures, varying gas

qualities and the desired continuous operation

require tailor made additives and thermally

highly stable base oils. There are demands for

enough cleanliness in the engine, minimal wear

and long oil change intervals in contrast to the

lowest possible ash contents (LowSAPS). The

aim of this contribution is the presentation of

specific properties of gas engine oils compared

to turbine oils with a focus on typical oil aging

processes in internal combustion engines and

expected oil life time. A brief overview of the

recommended oil analysis paired with explanations

on engine and oil condition based on practical

examples serves as an introduction to the

subject of oil monitoring.

CFD analysis and optimization of a

multi-fuel burner

Roland Eisl and Hannes Lippert

Blast furnace gas is a by-product in the process

of iron making and is utilized as a fuel in power

plants. Due to its low heating value special

requirements for the burner design are necessary.

The design of a multi-fuel burner for blast

furnace gas, coke oven gas and natural gas is

an even more challenging task. In an existing

power plant those multi-fuel burners show malfunctions

for certain load cases. Asymmetric

flames and incomplete burnout are observed,

which decrease the plant’s efficiency. Further,

increased maintenance is necessary due to

soot depositions as well as deformation and

destruction of baffle plates and burner lances.

CFD studies were conducted to identify the key

problems of the current burner set up.

Experience of FTR technology for optimizing

cleaning of the boiler

Naftaly Menn, Boris Chudnovsky and

Alex Ditiatkovsky

FTR technology, recently suggested for real time

monitoring of fouling thickness and reflectivity

in the drum type boiler furnace of 550 MW unit,

Israel Electric Company with vertically aligned

water tubes and bituminous coal burning, has

been implemented during pilot project on supercritical

450 MW unit in Germany, where the

furnace is assembled with spiral aligned water

wall tubes designed for lignite. Results of three

months of continuous operation demonstrated

that both thickness and reflectivity of the fouling,

created during boiler operation with a

lignite coal, can be monitored in real time in

different furnace zones. The fouling dynamics

was registered when data have been collected

from both the upper and the downstream of the

tubes.

Flexibility and renewable energies in district

heating systems – increasing demand due to

the “Wärmewende”

Marc Jüdes und Nico Schmitt

Today, district heating already plays an important

role in the heating market and is crucial for

the current efforts of energy and climate policy.

The necessary further development of existing

district heating systems towards sustainable

and – with regard to sector coupling – flexible

systems is, however, a great challenge for district

heating utilities. Since district heating is in

competition with individual heating systems in

the heating market, financial challenges cannot

be tackled by raising customer prices. Therefore,

the decarbonization of district heating

systems currently takes place mainly through a

fuel change from coal to gas. Since neither the

expansion of sectoral coupling nor the greater

flexibility of district heating systems on the

electricity side can generate significant earnings

contributions for companies in the current regulatory

and energy environment, there is hardly

any further development of these two aspects.

To counter this, the flexibility of a combined

heat and power district heating system would

have to be given a higher value. Furthermore,

district heating and heating systems of individual

objects need to be treated equally, a so called

“level-playing-field” needs to be created.

Model-based studies on the use of renewable

energy systems in the energy supply of

alpine ski and hiking areas

Claudia Werner and Dr. Ivo Schillig

Energy supply variants based on renewable energy

systems are examined, viz. photovoltaic

and wind power systems, for special use in ski

and hiking areas in the Swiss Pre-Alps, Alps

and Southern Alps. For this purpose, a specially

developed model is introduced to open up the

possibility of variant calculations. This model

connects the characteristics of the ski and hiking

areas, the characteristics of the energy supply

variants including the selected renewable

energy systems and the existing economic and

technical conditions. Moreover, the model considers

current statistics as well as climate scenarios/predictions

of the alpine regions in order

to analyse the present and future significance of

the selected renewable energy systems within

the energy supply of the alpine ski and hiking

areas. On this basis, the resulting effects of the

renewable energy systems in current and future

energy supply are discussed by using a selected

example.

IEC 62443 – Industrial Security

Stefan Loubichi

This essay begins by explaining the difference

by IT and OT. With this knowledge we can realize

the differences between the IT related to

ISO/IEC 27001 and the OT/IASC related to

IEC 62443. IEC 62443 is determined by the

defense-in-depth approach with the principle of

least privilege and the principle of least route.

The IEC 62443 family consists of 13 different

standards. In opposite to the ISO 270xx there

are few certifications, because IEC 62443 certification

is more than difficult. By the upcoming

IT-security-law 2.0 the number of certification

will increase. Penalties up to 20,000,000 EUR

related to the new IT security law have to be

considered as well.

Research and application of Nuclear Safety

Culture Improvement Management for NPPs

in China

Xiaozhao Xu, Jun Guo and Sujia Li

The traditional nuclear safety culture improvement

work in is mainly about propagandize,

training, and behavior observation t. The lack

of systematic evaluating and closed-loop management

makes it difficult to ensure the effectiveness.

Based on these, the nuclear safety culture

improvement management research work

was carried out. This article proposes a nuclear

safety culture dynamic improvement model and

some practical applications has been carried out

based on the model. Firstly, a nuclear safety culture

standard that can reflect the international

advanced experience and the characteristics of

Chinese culture is developed; Secondly, a continuous

improvement of nuclear safety culture

evaluation methods and mechanisms is established.

6


VGB PowerTech 6 l 2019

Kurzfassungen

Simulation des Verhaltens realer

Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle

Frequenzänderungen (RoCoF) nach

Anforderungen der aktuellen VDE-AR-N

4120:2018

Melanie Herzig, Bernd-Christian Pago, Christoph

Neumann und Jens Paetzold

Die VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N 4120

(TAR Hochspannung) setzt neue Anforderungen

des Verbands europäischer Übertragungsnetzbetreiber

(ENTSO-E) auf nationaler Ebene

für Hochspannung um. Gemäß den neuen

Anforderungen müssen Erzeugungsanlagen

schnellen Frequenzänderungsgeschwindigkeiten

(Rate of Change of Frequency, RoCoF) ohne

Trennung vom Netz standhalten. In dieser Studie

werden typische, reale Erzeugungsanlagen

aus dem industriellen Umfeld auf ihre Fähigkeit

untersucht, diese neuen RoCoF-Anforderungen

zu erfüllen, um so deren Umsetzbarkeit zu ermitteln.

Weitere Untersuchungen zeigen, ob die

transiente Stabilität des Systems dabei weiterhin

gewährleistet ist.

Verfügbarkeitsoptimierung durch

intelligente Zustandsanalyse

Thomas Borgmann, Kristin Abel-Günther und

Christian Scharfetter

Wind- und Solarstrom sind abhängig von der

Jahreszeit und vom Wetter und bieten somit

keine ausreichende Versorgungssicherheit und

führen zu Erzeugungsschwankungen im Stromnetz.

Biomassekraftwerke und konventionelle

Kraftwerke stehen damit heute vor der neuen

Aufgabenstellung schnell Reservestrom zur Verfügung

zu stellen und leisten einen unverzichtbaren

Beitrag zur Stabilität der Energienetze

der Zukunft. Die veränderte Fahrweise der

konventionellen Kraftwerke stellen eine hohe

Beanspruchung für die Kraftwerke und insbesondere

für die Dampfturbinen dar. MAN-ES

hat auf diese neuen Anforderungen mit seiner

neuen Diagnostik-Plattform PrimeServ Assist

für eine verbesserte Nutzung des erfolgreichen

irds® Systems zur Unterstützung einer zustandsorientierten

Wartung reagiert. Es ergibt sich

ein life cylce Management das markt- und kundengerecht

gestaltet ist.

Gasmotorenöle – Einflussfaktoren auf das

Alterungs-verhalten und die Ölstandzeit in

typischen BHKW-Anwendungen

Hendrik Karl und Kathrin Kolba

Getrieben von politischen und ökonomischen

Rahmenbedingungen ist aktuell der zunehmende

Einsatz von Gasmotoren als Ersatz für Turbinentechnologie

in Industrie- und Heizkraftwerken

zu beobachten. Der Betrieb in stationären

Gasmotoren stellt besondere Anforderungen

an das Motorenöl. Hohe Verbrennungstemperaturen,

variierende Gas-qualitäten sowie der

angestrebte Dauerbetrieb erfordern eine darauf

abgestimmte Additivierung und thermisch hoch

belastbare Grundöle. Dabei stehen Forderungen

nach ausreichender Sauberkeit im Motor,

minimalem Verschleiß und langen Ölwechselintervallen

im Gegensatz zu der nach möglichst

niedrigen Aschegehalten (Low SAPS).

CFD Analyse und Optimierung bei einem

Multi-Fuel-Brenner für Hüttengase

Roland Eisl und Hannes Lippert

In einem integrierten Hüttenwerk fallen im

Stahlerzeugungsprozess Prozessgase an, die

üblicherweise in einem Dampfkessel verfeuert

werden. Die sogenannten Hüttengase haben

einen deutlich niedrigeren Heizwert als

beispielsweise Erdgas, was ein sehr spezielles

Brennerdesign notwendig macht. Im konkreten

Anwendungsbeispiel werden sogenannte Multi-Fuel-Brenner

eingesetzt. Brenner dieser Bauart,

machen es möglich, dass unterschiedliche

Brennstoffmischungen aus Gicht- und Kokereigas

sowie Erdgas und Heizöl in einem Brenner

verfeuert werden können. Gemeinsam mit der

Firma enrag GmbH wurde eine CFD Studie ausgearbeitet

um die tatsächlichen Ursachen für

aufgetretene Probleme identifizieren zu können.

Die CFD Studie konnte zur Lösung dieser

beitragen.

Erfahrungen mit der FTR-Technologie

zur Optimierung der Reinigungsprozesse

im Kessel

Naftaly Menn, Boris Chudnovsky und

Alex Ditiatkovsky

Die FTR-Technologie (Fouling Thickness and

Reflectivity) wurde im Rahmens eines Pilotprojekts

an einem überkritischen 450-MW-Block

mit spiralförmigen Kesselwandrohren und

Braunkohlenfeuerung untersucht. Diese Technologie

wird zudem zur Echtzeitüberwachung

der Verschmutzungsdicke und der Reflektionseigenschaften

im trommelförmigen Kessel

eines von Israel Electric Company betriebenen

550-MW-Kraftwerks mit vertikal ausgerichteten

Kesselwandrohren und Steinkohlefeuerung eingesetzt.

Ergebnisse des dreimonatigen Dauertests

zeigen, dass sowohl die Dicke als auch die

Reflektivität der Ablagerungen, die im Betrieb

mit Braunkohle entstehen, in verschiedenen

Kesselzonen in Echtzeit überwacht werden können.

Die Verschmutzungsentwicklung wurde

registriert. Daten sowohl am Einlass als auch

am Auslass der Kesselrohre wurden erhoben.

FTR-Daten, kombiniert mit anderen am Kessel

gemessenen Parametern, ermöglichen es, wichtige

Informationen über den Verbrennungsprozess

im Kessel zu gewinnen.

Flexibilität und erneuerbare Energien in

Fernwärmesystemen – steigende

Anforderungen durch die Wärmewende

Marc Jüdes und Nico Schmitt

Die Fernwärme nimmt bereits heute einen bedeutenden

Stellenwert im Wärmemarkt und in

Bezug auf die aktuellen Bestrebungen der Energie-

und Klimapolitik ein. Die dafür notwendige

Entwicklung bestehender Fernwärmesysteme

hin zu nachhaltigen und, im Hinblick auf eine

Sektorkopplung, flexiblen Systemen stellt die

Fernwärmeversorger allerdings vor große Herausforderungen.

Da die Fernwärme im Wärmemarkt

im Wettbewerb zu Einzelheizungssystemen

steht, sind neben Fragen der technischen

Umsetzbarkeit vor allem die finanziellen Herausforderungen

derzeit preislich beim Wärmeendkunden

nicht darstellbar. Daher findet die

Dekarbonisierung der Fernwärmeversorgungssysteme

derzeit hauptsächlich durch einen

Brennstoffwechsel von Kohle auf Gas statt.

Modellbasierte Untersuchungen zum Einsatz

erneuerbarer Energiesysteme in der

Energieversorgung alpiner Ski- und

Wandergebiete

Claudia Werner und Ivo Schillig

In diesem Beitrag werden Energieversorgungsvarianten

basierend auf erneuerbaren Energiesystemen

(Photovoltaikanlagen, Windkraftanlagen)

für den speziellen Einsatz in Ski- und

Wandergebieten des Schweizer Voralpen-, Alpen-

und Südalpenraumes untersucht. Zu diesem

Zweck wird ein eigens entwickeltes Modell

eingeführt, das die Merk-male jener Ski- und

Wandergebiete, die Merkmale ihrer Energieversorgung

sowie vorliegende wirtschaftliche

und auslegungstechnische Rahmenbedingungen

miteinander verknüpft und die Möglichkeit

zu Variantenrechnungen eröffnet. Um die

gegenwärtige und zukünftige Bedeutung des

Einsatzes der ausgewählten erneuerbaren Energiesysteme

innerhalb der Energieversorgung der

alpinen Ski- und Wandergebiete zu analysieren,

werden im Modell neben aktuellen Statistiken,

Klimaszenarien/-prognosen der alpinen Regionen

hinterlegt.

IEC 62443: IT-Sicherheit für industrielle Automatisierungssysteme

– eine Einführung in

die Systematik

Stefan Loubichi

Mit der Normenfamilie IEC 62443-x-x haben

wir eine sehr mächtige Normenreihe, welche

die klassische IT der ISO/IEC 270xx überlasst

und SCADA-Systeme / OT in einem neuen umfassenderen

Licht betrachtet. Dieser Artikel mag

die Grundlagen geschaffen haben, um zu sehen,

was uns in Sachen Anforderungen an die IT-Sicherheit

in der industriellen Automatisierung

zeitnah erwarten wird. Die Umsetzung dieser

Normenreihe hat begonnen, wird aber mehrere

Jahre benötigen.

Forschung und Anwendung zur

Weiterentwicklung der Nuklearen

Sicherheitskultur für Kernkraftwerke

in China

Xiaozhao Xu, Jun Guo and Sujia Li

Traditionelle Methoden zur Weiterentwicklung

der Nuklearen Sicherheitskultur umfassen

hauptsächlich Schulung, Training und

Verhaltensbeobachtung, um die Konzepte zu

vermitteln. Das Fehlen einer systematischen

Bewertung und eines Closed-Loop-Managements

erschwert die Sicherstellung der Effizienz

dieser Methoden. Auf dieser Grundlage

wurde die Forschungsarbeit zum Management

der Optimierung für die Nukleare Sicherheitskultur

durchgeführt. Dieser Artikel schlägt ein

dynamisches Optimierungsmodell für die Nukleare

Sicherheitskultur vor. Einige praktische

Anwendungen wurden auf Grundlage des Modells

durchgeführt.

7


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Members´ News VGB PowerTech 6 l 2019

Members´

News

Alpiq devestiert

Kohlekraftwerke Kladno und Zlín

(alpiq) Alpiq verkauft ihre beiden tschechischen

Kohlekraftwerke Kladno und Zlín

(Tschechien) an die Sev.en Energy Group.

Der Verkaufspreis beträgt rund 280 Mio.

EUR (rund 310 Mio. CHF). Der Verkauf erfolgt

vorbehaltlich üblicher Vollzugsbedingungen,

insbesondere der Genehmigung

durch die tschechische Wettbewerbsbehörde.

Mit dieser Devestition stärkt Alpiq ihr

Geschäftsmodell in einer zunehmend dekarbonisierten,

digitalisierten und dezentralisierten

Energiewelt.

Alpiq hatte am 30. Oktober 2018 angekündigt,

den Verkauf ihrer beiden tschechischen

Kohlekraftwerke Kladno und Zlín

zu prüfen. Nach einem strukturierten Prozess

hat der Alpiq Verwaltungsrat entschieden,

die beiden Kraftwerke zu veräussern,

da die drei festgelegten Verkaufskriterien

– Preis, Transaktionssicherheit

und vertragliche Konditionen – kumulativ

erfüllt sind und Alpiq mit der Transaktion

den optimalen Wert erzielt. Am 16. Mai

2019 schloss deshalb die Alpiq AG mit der

Sev.en Zeta a.s. (CZ), die zur Sev.en Energy

Group gehört, eine Vereinbarung über

den Verkauf der Alpiq Generation (CZ)

s.r.o. ab, welche diese beiden thermischen

Kraftwerke hält. Sev.en Energy bezahlt einen

Kaufpreis von rund 280 Mio. EUR

(rund 310 Mio. CHF), was voraussichtlich

zu einem Nettozugang an flüssigen Mitteln

von rund 250 Mio. EUR (rund 280 Mio.

CHF) an Alpiq per Vollzug der Transaktion

führen wird. Der Einfluss auf das konsolidierte

Eigenkapital beträgt rund -180 Mio.

EUR (rund -200 Mio. CHF). Der Verkauf

erfolgt vorbehaltlich üblicher Vollzugsbedingungen,

insbesondere der Genehmigung

durch die tschechische Wettbewerbsbehörde.

Der Vollzug ist für das zweite

Halbjahr 2019 geplant.

Alpiq reduziert ihren CO 2 -Ausstoss

um mehr als 60 Prozent

Die Devestition erfolgt aus strategischen

Gründen im Hinblick auf eine zunehmend

dekarbonisierte, digitalisierte und dezentrale

Energiewelt. Alpiq reduziert mit dem

Verkauf den CO 2 -Ausstoss ihres Kraftwerksparks

um mehr als 60 Prozent. Alpiq

beabsichtigt, die aus der Transaktion zufließenden

Mittel für die Weiterentwicklung

ihrer Wachstumsfelder sowie zur weiteren

Optimierung der Bilanz einzusetzen.

Kraftwerke Kladno und Zlín

Das Kohlekraftwerk Kladno hat eine elektrische

Leistung von 516 MW, wurde im

Jahr 2000 in Betrieb genommen und gehört

seit 2002 zu 100 Prozent der Alpiq

Gruppe. Das thermische Kraftwerk Zlín

produziert elektrische Energie, Prozesswärme

sowie Fernwärme und hat eine Kapazität

von 64 MW elektrisch und 376 MW

thermisch. Das mit Kohle betriebene Kraftwerk

war im Jahr 2005 zu 100 Prozent von

der Alpiq Gruppe übernommen worden.

(191831145)

LLwww.7energy.com

www.alpiq.com

11. ordentliche

Generalversammlung der Alpiq

Holding AG

(alpiq) Die Aktionäre der Alpiq Holding AG

haben an der heutigen 11. ordentlichen Generalversammlung

in Olten sämtliche Anträge

des Verwaltungsrats gutgeheissen. Die

Generalversammlung genehmigte die Konzernrechnung

2018 der Alpiq Gruppe sowie

den Lagebericht und die Jahresrechnung

2018 der Alpiq Holding AG. Zudem wählte

sie Dominique Gachoud und Xavier Lafontaine

neu in den Verwaltungsrat.

Mit der Abspaltung des Industriegeschäfts

wurde der Turnaround abgeschlossen und

die Alpiq Gruppe finanziell und strategisch

stabilisiert.

An der 11. ordentlichen Generalversammlung

der Alpiq Holding AG vom 14.

Mai 2019 in Olten nahmen 142 Aktionäre

teil. Sie vertraten 94,34 Prozent des Aktienkapitals.

Die Aktionäre genehmigten die

Konzernrechnung 2018 der Alpiq Gruppe

sowie den Lagebericht und die Jahresrechnung

2018 der Alpiq Holding AG. Die Generalversammlung

entlastete die Mitglieder

des Verwaltungsrats und folgte dem

Antrag des Verwaltungsrats, aufgrund der

weiterhin negativen Ergebnisse der

Schweizer Produktion und der herrschenden

Marktasymmetrie, welche den Wettbewerb

stark verzerrt, keine Dividende auszuschütten.

Die Verwaltungsräte Claude

Lässer und Patrice Gérardin stellten sich an

der Generalversammlung nicht mehr zur

Wiederwahl. Neu in den Verwaltungsrat

gewählt wurden Dominique Gachoud von

Seiten EOS Holding SA und Xavier Lafontaine

als Vertreter der EDF Alpes Investissements

Sàrl. Alle anderen bisherigen Mitglieder

des Verwaltungsrats und der Präsident

Jens Alder wurden wiedergewählt.

Internationale Stromproduktion und

Handelsgeschäft erfolgreich

Die Alpiq Gruppe erwirtschaftete aus den

fortgeführten Aktivitäten im Geschäftsjahr

2018 einen Nettoumsatz von 5,2 Mrd. CHF

und ein EBITDA vor Sondereinflüssen von

166 Mio. CHF. Die Haupttreiber für das tiefere

EBITDA waren wie angekündigt die unter

den Produktionskosten liegenden abgesicherten

Strompreise aus den Vorjahren,

welche die Schweizer Stromproduktion

weiterhin belasteten. Die Stromproduktion

in Europa sowie das Energiehandels-, Großkunden-

und Retailgeschäft in Süd- und

Westeuropa wirtschafteten sehr erfolgreich.

Konsequente Finanzstrategie

stärkt Liquidität

Nach dem vollzogenen Verkauf des Industriegeschäfts

und auf Basis eines fortgesetzten

konsequenten Bilanzmanagements verfügt

das Unternehmen über eine Liquidität

von 1,25 Mrd. CHF. Im Rahmen ihrer Finanzstrategie

reduzierte Alpiq ihre Bruttoverschuldung

gesamthaft um rund 600 Mio.

CHF weiter auf 1,5 Mrd. CHF. Die Eigenkapitalquote

liegt bei stabilen 43,5 Prozent.

Alpiq mit nachhaltiger Schweizer Lösung

Die beiden bisherigen Alpiq Konsortialaktionäre

EOS (bisher 31,44 Prozent) und Primeo

Energie (bisher 13,65 Prozent) übernehmen

je zur Hälfte das 25,04-Prozent-Alpiq-Aktienpaket

der EDF zu einem Preis von

insgesamt 489 Mio. CHF (70 CHF/Aktie).

Finanziert wird die Transaktion durch

Alpiq devestiert Kohlekraftwerke Kladno und Zlín, Tschechien.

Kraftwerkskomplex Kladno: Leistung: 516 MW el und 905 MW th

Alpiq devestiert Kohlekraftwerke Kladno und Zlín

Kraftwerksanlage Zlin: Leistung: 64 MW el und 376 MW th

8


VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

Pflichtwandeldarlehen der Schweizer Kraftwerksbeteiligungs-AG.

Dahinter steht die

CSA, die grösste Schweizer Anlagelösung

im Bereich der Energieinfrastruktur. Die

CSA konzentriert sich auf Investitionen in

bestehende versorgungskritische Energieinfrastruktur

der Schweiz. Mit dem Vollzug

der Transaktion wird für Alpiq als Vertragspartei

die von EDF per September 2020 gekündigte

Konsortialvereinbarung vom 29.

September 2005 der Alpiq Gründungsaktionäre

vorzeitig enden.

„Alpiq begrüßt, dass ihre bisherigen Aktionäre

Primeo Energie und EOS ihre Beteiligungen

ausgebaut haben und CSA als

anerkannter Investor in die Schweizer

Energieinfrastruktur ein Hauptaktionär

von Alpiq wird. Diese Transaktion ist ein

Zeichen für Vertrauen in das Unternehmen

und unterstützt die künftige Entwicklung

von Alpiq“, sagt Verwaltungsratspräsident

Jens Alder. (191831157)

LLwww.alpiq.com

Axpo übernimmt Photovoltaik-

Unternehmen Urbasolar und

startet Wachstums-Initiative im

Solargeschäft

(axpo) Axpo steigt ins internationale Solargeschäft

ein und hat am 30. April 2019 einen

Vertrag zur Übernahme des französischen

Photovoltaik-Unternehmens Urbasolar unterzeichnet.

Axpo setzt damit die Strategie

des profitablen Wachstums im internationalen

Geschäft konsequent fort. Nach dem erfolgreichen

Aufbau des Windgeschäfts über

die Tochter Volkswind will Axpo auch im

wirtschaftlich interessanten Photovoltaik-Markt

Synergien nutzen. Urbasolar

wird als unabhängiges Unternehmen weitergeführt.

Es dient Axpo als Plattform für den

Ausbau des Solargeschäfts in Europa.

Urbasolar gehört zu den bedeutendsten

Unternehmen der Solarenergiebranche in

Frankreich. Das Portfolio von Urbasolar

umfasst derzeit operative Photovoltaik-Anlagen

mit einer Gesamtleistung von

187 MW. Zudem verfügt Urbasolar über

eine mehr als 1.000 MW große Entwicklungspipeline

und bietet Dienstleistungen

im Bereich Wartung, Instandhaltung und

Asset Management an.

Seit der Gründung im Jahr 2006 hat Urbasolar

insgesamt 457 Anlagen mit einer

Leistung von 350 MW gebaut. Dazu zählen

Anlagen auf Bürogebäuden, Industriedächern

oder Einkaufszentren genauso wie

Freiflächenanlagen. Zu den Kunden des

Projektentwicklers gehören die öffentliche

Verwaltung, Industrieunternehmen, Logistikfirmen,

Einzelhandelsketten und die Immobilienwirtschaft.

Urbasolar beschäftigt

aktuell 160 Mitarbeitende und verfügt neben

dem Hauptsitz in Montpellier über

weitere Standorte in Toulouse, Aix-en-Provence,

Bordeaux, Vichy, Paris und Le Port

(La Réunion).

Axpo, die größte Schweizer Produzentin

von erneuerbaren Energien, hat sich im internationalen

Geschäft vor allem mit der

Windkraft eine starke Position geschaffen.

Andrew Walo, CEO von Axpo: „Mit Urbasolar

diversifizieren wir unser Portfolio bei

den erneuerbaren Energien. Photovoltaik

ist ein Wachstumsgeschäft. Getrieben

durch sinkende Systemkosten hat sie in

den vergangenen Jahren einen starken globalen

Aufschwung erlebt. Zusammen mit

Urbasolar wollen wir die sich daraus bietenden

Geschäftsmöglichkeiten konsequent

nutzen und das Solargeschäft ausbauen.“

Die beiden Gründer von Urbasolar

Stéphanie Andrieu (CEO) und Arnaud

Mine (VR-Präsident), erklären: „Die Entwicklungsstrategie

und -werte von Axpo

machen sie zu einem idealen Partner für

diese neue Phase der Entwicklung von Urbasolar.

Unser Ziel ist es, ein führender

europäischer Akteur im Dienste unserer

Kunden, Partner und lokalen Behörden

zu sein.“

Axpo plant, Urbasolar als Tochtergesellschaft

weiterzuführen und das bestehende

erfolgreiche Geschäftsmodell des Unternehmens

in den kommenden Jahren international

auszubauen. Dazu zählen die Entwicklung,

der Bau, der Verkauf und der

Betrieb von Solaranlagen. Ähnlich wie im

Falle der Übernahme des Windparkentwicklers

Volkswind ist vorgesehen, der

neuen Tochtergesellschaft eine weitgehende

organisatorische Eigenständigkeit zuzugestehen.

„Dieses Modell hat sich bewährt

und sorgt dafür, dass die nötige Kundennähe

und Flexibilität vorhanden sind, um

auch in Zukunft am Markt erfolgreich agieren

zu können“, so Christoph Sutter, Leiter

der Division Neue Energien bei Axpo. Im

Gegenzug wird Urbasolar der internationale

Leistungsausweis und das Netzwerk von

Axpo in über 30 europäischen Ländern im

Geschäft mit erneuerbaren Energien zugutekommen,

um das Geschäft auch international

weiter auszubauen.

Die Transaktion steht unter dem Vorbehalt,

dass in den kommenden Wochen und

Monaten alle behördlichen Genehmigungen

für den definitiven Kauf eingeholt werden

können. Über den Kaufpreis wurde

Stillschweigen vereinbart. (191831201)

LLwww.axpo.com

Axpo und CKW bauen

Batteriespeichergeschäft aus

(axpo) Axpo Netze und CKW bieten für

Großbatterien Gesamtangebote an, von

der Planung, Installation bis zur Einbindung

in den Energiemarkt. In Zusammenarbeit

zwischen Axpo Netze und CKW wird

bei der Elektrizitätswerk Jona-Rapperswil

AG (EWJR) ein Batteriespeicher mit einer

Leistung von 2 MW realisiert. Die Anlage

trägt zur Stabilität des Stromnetzes bei.

Mit dem Zubau von volatilen erneuerbaren

Energien nehmen die Schwankungen

im Stromnetz zu. Um diese Instabilitäten

im Netz auszugleichen, braucht es vermehrt

Regelenergie, wie sie Batteriespeicher

liefern können. Batteriespeicher haben

den Vorteil, dass sie innert weniger

Sekunden überschüssige Energie speichern

und diese bei Bedarf zur Verfügung

stellen können. Sie leisten damit einen Beitrag

zur Netzstabilität beim Ausbau erneuerbarer

Energien.

Zusammen mit ihrer Tochterunternehmung

CKW bietet Axpo komplette Batteriespeicherlösungen

für Energieversorger

und Industrieunternehmen an. Mit der

Elektrizitätswerk Jona-Rapperswil AG als

ersten gemeinsamen Kunden ist ein wichtiger

Schritt im Aufbau des neuen Geschäftsfelds

erreicht. Axpo Netze hat einen Vertrag

für regelmäßige Wartung und Pikettdienst

von über 10 Jahren abgeschlossen.

Die Tochtergesellschaft CKW übernimmt

in Zusammenarbeit mit SN Energie AG die

Bewirtschaftung des Batteriespeichers und

sichert die Anbindung an die Energie- und

Regelleistungsmärkte.

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9


Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

Auch der Hochwasserschutz wird verbessert:

Rechtsufrig werden die bestehenden

Ufer verstärkt und an den gefährdeten Stellen

erhöht. Dank klaren Richtlinien soll die

Lonza immer genügend Restwasser führen.

Kraftwerke Wiler-Kippel AG

Die Kraftwerke Wiler-Kippel AG mit Sitz in

Kippel ist eine Partnergesellschaft der Gemeinden

Wiler (33 %) und Kippel (33 %)

und der BKW (34 %). Die Gesellschaft hat

das Ziel, das hydraulische Potential der

Lonza auf dem Gemeindegebiet von Wiler

und Kippel zu nutzen. (191831210)

LLwww.bkw.ch

Axpo und CKW bauen Batteriespeichergeschäft aus

BKW: Wasserkraftwerk

Berschnerbach in Betrieb

Doppeltes Knowhow

Der Kunde profitiert finanziell durch die

Anbindung an den CKW Regelpool, der aus

Erzeugungsanlagen, Verbraucher und weiteren

dezentralen Speichern besteht und

eine gewinnbringende Einbindung in den

Energiehandel sicherstellt. Dank dem eigens

von CKW entwickelten Optimierungsalgorithmus

wird die Batterie im optimalen

Ladezustand gehalten und kann nach

Bedarf gleichzeitig zum Glätten von Lastspit-zen

eingesetzt werden. Mit dem vereinten

Knowhow werden die Kosten gesenkt

und die Versorgungssicherheit optimiert,

was den Endkunden zugutekommt.

Das Gesamtangebot von Axpo Netze und

CKW inklusiv Genehmigungen, Wartung,

Garantieleistung und Anbindung an die

Energie- und Regelleistungsmärkte haben

den Kunden vollumfänglich überzeugt: Michael

Bätscher, CEO der EWJR: „Mit Axpo

Netze und CKW als Dienstleister profitieren

wir von einem breiten, fundierten

Knowhow im Bereich erneuerbare Energien

sowie im Stromhandel.“

Der Batteriespeicher wird heute in Jona

angeliefert. Das Batteriespeichersystem

besteht aus zwei Containern à je 12 m Länge

und einem Gesamtgewicht von 67 t

Axpo Netze und CKW planen weitere Batteriespeicherprojekte,

auch außerhalb der

Schweiz, anzubieten. (191831202)

LLwww.axpo.com

BKW: Baustart für das

Wasserkraftwerk Wiler-Kippel

Reinhard Tannast, Gemeindepräsident

von Kippel und Verwaltungsratspräsident

der Kraftwerke Wiler-Kippel AG, freut sich

über den Baustart des Wasserkraftwerks.

„Dank erneuerbarer Energie und einheimischem

Strom leisten wir mit dem Wasserkraftwerk

auch einen Beitrag zur Energiestrategie

und fürs Klima“, sagt Tannast. Für

die Tourismusorte im Lötschental sei dies

wichtig.

Hans-Jakob Rieder, Präsident der Gemeinde

Wiler, ergänzt, dass die beiden Gemeinden

mit einer Wertschöpfung rechnen.

„Erträge aus dem Wasserkraftwerk

können wir investieren und so zur weiteren

Standortattraktivität der Gemeinden beitragen.“

Breiteres Flussbett, Platz zum Verweilen

Umfangreiche Begleitmaßnahmen ergänzen

den Bau des Kraftwerks. Die Lonza

wird entlang der unterirdischen Druckleitung

zwischen Wiler und Kippel noch attraktiver

und lädt zum Verweilen ein. „Wir

verbreitern ausserdem das Flussbett und

bauen naturnahe Teichlandschaften“, sagt

Projektleiter Patrick Manz. Eine flache

Uferböschung schafft zudem Platz für gemütliche

Stunden.

(bkw) Nach 2.5 Jahren Bauzeit ist das Wasserkraftwerk

Berschnerbach seit heute in

Betrieb. Das Wasser- und Elektrizitätswerk

Walenstadt und die BKW haben das Kraftwerk

feierlich eingeweiht. Mit einer Fallhöhe

von 420 Metern produziert es 12 Gigawattstunden

Strom pro Jahr. Es versorgt

rund die Hälfte der Gemeinde Walenstadt

mit einheimischem, erneuerbarem Strom.

Der Berschnerbach wird auf 1.091 m ü.M.

gefasst. Von dort fließt das Wasser durch

eine 1.275 m lange Druckleitung in zwei

Turbinendüsen und so auf eine Peltonturbine

in der Zentrale des Kraftwerks. Diese

erzeugt mit einem Generator den Strom,

der anschließend weiter in das Stromnetz

des Wasser- und Elektrizitätswerks Walenstadt

eingespeist wird.

Das Kraftwerk deckt rund die Hälfte des

Strombedarfs der Gemeinde Walenstadt

und versorgt rund 2.800 Haushalte mit

einheimischer, erneuerbarer Energie. Es

leistet somit einen wichtigen Beitrag zur

ökologischen und wirtschaftlichen Stromversorgung

in Walenstadt. Gesamthaft investierten

die BKW und das Wasser- und

Elektrizitätswerk Walenstadt rund 21 Mio.

Franken. (191831219)

LLwww.bkw.ch

• Einheimische und erneuerbare Energi

(bkw) Bis 2021 entsteht im Lötschental an

der Lonza das Wasserkraftwerk Wiler-Kippel.

Es deckt den Strombedarf von rund

2.800 Haushalten mit einheimischer

Energie. Die Druckleitung zwischen Wiler

und Kippel auf einer Länge von rund 1,5

Kilometern führt 12.000 Liter Wasser pro

Sekunde entlang des Flusses in zwei Turbinen.

Diese produzieren pro Jahr rund

14.4 GWh Strom. ​

BKW: Baustart für das Wasserkraftwerk Wiler-Kippel © BKW (JPG)

10


VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

EDF launches the 3rd edition of

the EDF Pulse Africa Award

Competition

• Call for projects targeting African SMEs

and Start-ups until 8 th of July 2019

(edf) From 29 May to 8 July 2019, EDF invites

African entrepreneurs to participate in

a call for projects as part of the 3rd edition

of EDF Pulse Africa Competition Award.

Key objective: spotlighting and supporting

African entrepreneurs committed to the development

of African energy industry. Endowments

ranging from 5,000 to 15,000

Euros as well as a comprehensive support

programme are at stake. For this 3rd edition

of the contest, EDF has made two major

organisational changes: in addition to

start-ups, the competition is now open to

African SMEs; projects will be screened

much closer to their actual location by conducting

EDF Pulse Africa Tours covering 7

countries where the EDF Group is active.

With its EDF Pulse Africa awards, EDF is

seeking to encourage entrepreneurial ambition

in Africa, with two objectives in

mind:

• Identifying potential partners for EDF in

Africa by unearthing the continent’s

technological nuggets

• Supporting innovation by offering local

entrepreneurs access to EDF’s innovation

ecosystem.

For the first time ever, the competition is

also being opened up to African SMEs with

less than 50 employees. Often the source of

novel projects, a number of them are faced

with the same challenges as start-ups, such

as access to funds and operational support

enabling them to move from the planning

phase to commercial roll-out. Through this

initiative, EDF is seeking to assert its position

as an essential player when it comes to

driving entrepreneurial innovation in Africa,

whilst at the same time expanding the

pool of future partners.

Another key new feature: EDF its diversifying

its project-screening methods so that

it can proactively verify the match between

the type of project, the local economy’s requirements

and EDF’s business activities in

the region.

Following project-screening through the

registration platform, entrants from 7

countries where EDF operates (Cameroon,

Côte d’Ivoire Morocco, Ghana, Senegal,

South Africa, Togo) will be invited to present

their projects to a local panel of experts.

This will be arranged in conjunction

with African incubators and institutional

partners. Selected projects will directly be

entered into the final stage of the competition,

which will take place in Paris. Entrants

from the 47 other African countries

will be pre-selected using the same criteria

as in previous years via the on-line platform:

www.africa-pulse.edf.com

Customised assistance

In addition to project development endowments

ranging from 5,000 to 15,000 Euros,

prize-winners will be comprehensively

supported:

• Operational/financial advice

• Project development partnerships with

local players such as “Energy Generation”

(incubator and training centre

specifically geared towards energy startups,

based in Togo) and with EDF experts,

via its subsidiary EDF Pulse Croissance

• Access to EDF’s innovation ecosystem:

EDF’s own R&D and creativity labs

Valérie Levkov, EDF’s Senior Vice President

in charge of the Group’s Africa business:

“Since the launch of the EDF Pulse

Africa Award Competition in 2017, EDF has

provided 8 African start-ups with support.

In its first two years of existence, the competition

also helped us to build up a network

of African incubators and training

organisations to provide continuous and

locally-based oversight. We are now making

the competition’s framework evolve in

order to reveal, directly in the field, new

technologies and products that will address

the African continent’s energy challenges

as well as aligning them with our

business portfolio in Africa”. (191831219)

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Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

Consortium of EDF, Masdar

and Green of Africa named as

successful bidder for Morocco’s

Noor Midelt I solar project

• A world first hybrid solar and

storage technology

• installed capacity of 800 MW

(edf) The Moroccan Agency for Solar Energy

(MASEN) has announced - after a competitive

international bidding process - that

the consortium of EDF (through its subsidiary

EDF Renewables), Abu Dhabi Future

Energy Company – Masdar, and Green of

Africa, Moroccan Independent Power Producer,

is the successful bidder for the design,

construction, operation and maintenance

of Noor Midelt I multi-technologies

solar power plant.

With a capacity of 800 MW, this innovative

hybrid solar project gathers concentrated

solar power (CSP) and photovoltaic

(PV) technologies. The hybridization of

these technologies is a world first.

The combined operation of photovoltaic

and CSP* technologies increases the plant‘s

output to produce a flexible, dispatchable

and competitive electricity for the Moroccan

grid until five hours after sunset.

The plant will be located 20km north of

the town of Midelt in central Morocco, in

the high plains surrounding the Moulouya

River and between the Middle and High

Atlas Mountains. Construction on the project

is expected to begin in the last quarter

of 2019, while energy will be delivered to

the grid in 2022.

“EDF Renewables, Masdar and Green of

Africa would like to thank the Moroccan

Agency for Sustainable Energy and the

King of Morocco for having designated our

consortium as the successful bidder to develop

the innovative NoorMidelt I with an

hybrid concentrated solar power and photovoltaic

power plant. The consortium is

fully committed to supporting MASEN and

the realization of Morocco’s long-term renewable

energy ambitions,” the consortium

members said.

The project is a key milestone towards the

achievement of Morocco’s objective to have

52% of its electricity generation produced

from renewable sources by 2030.

*Concentrated Solar Power (CSP) refers to

the set of techniques that convert solar energy

into heat to convert it into electrical energy

with a motor thermodynamic cycle coupled

with an electric generator (a turbine

and a generator, for example) – ADEME

LLwww.edf.com

EDP and ENGIE join forces to

create a leading global

offshore wind player

(edp) Antonio Mexia, EDP CEO and Chairman

of EDPR and Isabelle Kocher, ENGIE

CEO, announce today the signing of a strategic

Memorandum of Understanding

(MoU), to create a co-controlled 50/50

joint-venture (JV) in fixed and floating offshore

wind. The new entity will be the exclusive

vehicle of investment of EDP,

through its subsidiary EDP Renewables

(EDPR), and ENGIE for offshore wind opportunities

worldwide and will become a

global top-5 player in the field, bringing

together the industrial expertise and development

capacity of both companies.

Under the terms of the MoU, EDP and EN-

GIE, will combine their offshore wind assets

and project pipeline in the newly-created

JV, starting with a total of 1.5 GW under

construction and 4.0 GW under

development, with the target of reaching 5

to 7 GW of projects in operation or construction

and 5 to 10 GW under advanced

development by 2025.

For EDP and ENGIE, offshore wind energy

is becoming an essential part of the

global energy transition, leading to the

market’s rapid growth and increased competitiveness.

The companies believe that

creating an entity with greater scale and a

fully dedicated team, with global business

development reach and strong power purchase

agreement origination capabilities,

will allow them to grow their asset base

more rapidly and to operate more efficiently

assuring a stable partnership.

The JV will primarily target markets in

Europe, the United States and selected geographies

in Asia, where most of the

growth is expected to come from. The JV’s

ambition is to be self-financed and the projects

that will be developed will respect the

investment criteria of both companies.

This ambitious alliance follows EDPR and

ENGIE’s successful six-year cooperation as

consortium partners in the Dieppe Le

Tréport and Yeu Noirmoutier fixed offshore

wind projects in France and Moray East

and Moray West in the UK. EDPR and EN-

GIE are also partners in 2 floating offshore

wind projects in France and Portugal and

in the Dunkerque offshore wind tender

currently ongoing in France.

Isabelle Kocher, ENGIE CEO, said: “We

are delighted to announce this strategic alliance

in offshore wind with EDP that we

have been partnering with since 2013. The

offshore wind sector is set to grow very significantly

by 2030. The creation of this JV

will enable us to seize market opportunities

while increasing our competitiveness on

one of our key growth drivers, renewables.

This agreement is also fully aligned with

ENGIE’s zero-carbon transition strategy.”

António Mexia, EDP CEO said: “This

agreement for wind offshore represents an

important step in EDP’s renewables strategy.

We are fully committed with the energy

transition and a more sustainable future, as

per the ambitious goals communicated in

our strategic update. We are confident that

this partnership will reinforce our distinctive

position in renewables allowing us to

accelerate our path in offshore wind, one of

the key growth markets in the next decade.”

The execution of the project is subject to

the respective social, corporate, legal, regulatory

and contractual approval processes.

The Group’s’ aim for the JV is to be operational

by the end of 2019. (191831320)

LLwww.edp.com or www.edpr.com

EnBW bietet Bürgerbeteiligung

für Windparks an

EDP and ENGIE join forces to create a leading global offshore wind player

• Dezentrale Bürgerbeteiligung geht in

die zweite Runde. Anwohner im Umkreis

von sieben EnBW-Windparks können

sich finanziell daran beteiligen.

(enbw) Am Anfang stand ein Versprechen:

Bei sieben in den Jahren 2017 und 2018 eröffneten

Windparks an Land („Onshore“)

gab es aus den Standortgemeinden den

Wunsch, Bürgerinnen und Bürgern die

Möglichkeit einer finanziellen Beteiligung

zu geben. „Gerne kommen wir diesem

Wunsch jetzt nach, weil wir uns dadurch

eine Stärkung der Verbundenheit mit den

errichteten Anlagen und damit der Energiewende

vor Ort versprechen“, sagt Dirk

Güsewell, bei der EnBW für den Ausbau

der Erneuerbaren verantwortlich.

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VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

Die sieben Windparks befinden sich in

Freckenfeld (Rheinland-Pfalz) sowie in

den baden-württembergischen Gemeinden

Rot am See (Ortsteil Brettenfeld), Langenburg,

Bühlertann (alle Landkreis

Schwäbisch-Hall), Hasel (Landkreis Lörrach),

Rosenberg (Ostalbkreis) sowie Winterbach

(Rems-Murr-Kreis). Zusammen

kommen die Windparks auf eine elektrische

Leistung von etwa 100 Megawatt. Sie

decken rechnerisch den Jahresverbrauch

von rund 80.000 Haushalten.

Der Beteiligungsprozess läuft ausschließlich

regional als sogenannte Schwarmfinanzierung

(„Crowdfunding“) ab. Das Angebot

richtet sich an Einwohner im Umkreis

der genannten Windparkstandorte.

Diese konnten sich im November 2018

während einer ersten Phase (Interessensbekundung)

unverbindlich für die jetzt

startende zweite Phase (öffentliches Angebot)

registrieren. Beide Phasen wickelt die

EnBW ausschließlich online über die Internet-Plattform

www.buergerbeteiligung.

enbw.com/windportfolio ab. Nur wer in

der ersten Phase sein Interesse bekundet

hat, darf in der zweiten Phase mitmachen.

Es handelt sich bei der Bürgerbeteiligung

um ein sogenanntes „Nachrangdarlehen

mit eigenkapitalähnlicher Haftungsfunktion“.

Es hat eine Laufzeit von sieben Jahren.

Die Verzinsung liegt bei jährlich 3 Prozent.

Investitionen zwischen 500 und 10.000

Euro sind möglich. Das Gesamt-Beteiligungsvolumen

beträgt 2,5 Millionen Euro.

„Mit der Einlösung unseres Beteiligungsversprechens

können die Menschen vor

Ort am wirtschaftlichen Erfolg unserer

Projekte teilhaben“, freut sich Dirk Güsewell.

„Und sie können somit von der Energiewende

persönlich profitieren.“

EnBW – ein Treiber der Windkraft

Die EnBW investiert massiv in den Ausbau

der Erneuerbaren Energien. In den

vergangenen Jahren hat das Unternehmen

bereits über 1.200 Megawatt Leistung aus

regenerativen Quellen zugebaut. Bis 2025

plant die EnBW Investitionen in Höhe von

über fünf Milliarden Euro in den weiteren

Ausbau der Erneuerbaren Energien in

Deutschland und in ausgewählten

Auslandsmärkten. Allein im Bereich

Windkraft – auf See und an

Land – sollen bis 2025 mindestens

3.500 Megawatt realisiert werden.

(191831557)

LLwww.enbw.com

EnBW Spatenstich für zweiten

Solarpark in Leibertingen

(enbw) EnBW hat mit dem Bau des etwa

sieben Hektar großen, zweiten Solarparks

in Leibertingen, mit dessen Stromernte

sich rechnerisch über 1600 Haushalte versorgen

lassen, begonnen. Zum symbolischen

Start griff am Montagvormittag, 13.

Mai, neben Vertretern des Bauherren

EnBW auch Bürgermeister Armin Reitze

zum Spaten.

Über fünfeinhalb Millionen Kilowattstunden

Ertrag pro Jahr bei einer maximalen

Leistung von bis zu 5 MW sollen die

etwa 13400 kristallinen Solarmodule

möglichst schon ab dem Spätsommer erbringen.

Laut Projektleiter Tim Morath

werden am Standort bei Lengenfeld dafür

zunächst die entsprechend ausgelegten

Unterkonstruktionen errichtet. Deren Anordnung

und Bauweise lässt die Beweidung

durch Schafe zu, was eine besonders

naturnahe und zudem rationelle Bewirtschaftung

der Grünfläche verspricht. Im

Anschluss sind die Module auf der Freiflächenanlage

zu verkabeln. Gut 60 Wechselrichter

sorgen und drei Trafostationen

dafür, dass sich der Strom ins öffentliche

Netz einspeisen lässt. Da ein ausreichend

dimensioniertes 20.000 Volt Erdkabel

mitten durch das Solarfeld führt, kann die

Übergabe direkt vor Ort ohne weiteren

Leitungsbau erfolgen.

Die Planungen für das Projekt hatten bereits

im Jahr 2015 begonnen. Anfang 2018

stimmte der Gemeinderat dem Vorhaben

endgültig zu, woraufhin sich die EnBW

kurz darauf bei der bundesweiten Ausschreibung

erfolgreich um den Zuschlag

bewarb. Im Laufe dieses Jahres gilt es noch

einige ökologische Ausgleichsmaßnahmen

umzusetzen, die Bestandteil der Genehmigung

sind. Bereits seit 2010 betreibt die

EnBW bei Kreenheinstetten einen ihrer ersten

Freiflächen-Solarparks, der seitdem

über 20 Millionen Kilowattstunden klimafreundlichen

Strom erzeugt hat.

(191831558)

LLwww.enbw.com

Jede ist zu ersetzen!

Redesign

PE01

S4

S2

EnBW – Frank Mastiaux:

„Veränderung wird

Programm bleiben“

• EnBW-Chef bekräftigt Wachstumskurs

der EnBW auf der Hauptversammlung

in Karlsruhe: „Vor uns liegt eine intensive

und investive Zeit“

(enbw) Die EnBW hat ihr Ziel das operative

Ergebnis im Geschäftsjahr 2018 erneut zu

steigern, erreicht. „Die unter dem Strich

insgesamt positive wirtschaftliche Entwicklung

selbst in einem so anspruchsvollen

Jahr wie 2018 zeigt, dass unsere EnBW

an Robustheit und innerer Stärke gewonnen

hat“, so Vorstandschef Frank Mastiaux

vor mehreren hundert Anteilseignern auf

der heutigen Hauptversammlung in der

Karlsruher Schwarzwaldhalle.

„Es zahlt sich aus, dass wir das Unternehmen

einerseits konsequent neu aufgestellt,

aber andererseits zusammengehalten haben.“

Die breite Aufstellung entlang der

gesamten energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette

schaffe nun eine robuste

Ergebnisbasis, so der EnBW-Chef. Nach

dem tiefgreifenden Unternehmensumbau

stehe ab nun die Weiterentwicklung zum

modernen Infrastrukturdienstleister im

Mittelpunkt.

Das Adjusted EBITDA im Geschäftsjahr

2018 legte insgesamt um 2,1 Prozent auf

2,158 Milliarden Euro zu. EnBW erzielte

für 2018 einen auf die Aktionäre der EnBW

AG entfallenden Adjusted Konzernüberschuss

von 438,3 Millionen Euro. Der Vorstand

schlägt daher der Hauptversammlung

eine Dividende von 65 Euro Cent vor.

Sie liegt damit 15 Euro Cent über der Dividende

für das Jahr 2017.

Für das laufende Geschäftsjahr 2019 kündigte

Mastiaux ein deutliches Ergebniswachstum

an.

Strategischer Schwerpunkt bis 2025:

Wachstum in neuen Regionen und neuen

Geschäftsfeldern

Neben der Konzentration auf das erfolgreiche

Erreichen der Strategieziele 2020 bereitet

sich EnBW auf neues Wachstum in

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13


Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

neuen Märkten vor. Dazu verfolgt die

EnBW zum einen eine selektive Internationalisierungsstrategie

in den derzeit global

entstehenden Wachstumsmärkten zum

Ausbau der Erneuerbaren Energien. Zum

anderen sollen ausdrücklich auch neue Geschäftsfelder

und Wachstumschancen jenseits

des klassischen Energiesektors erschlossen

werden.

Dabei soll sich die Rolle des Unternehmens

zunehmend wandeln: „Wir konzentrieren

uns auf das, was wir besonders gut

können, nämlich komplexe, große und kritische

Infrastruktur. Nicht nur im Bereich

Energie, sondern zunehmend auch darüber

hinaus.“ Dazu gehören laut Mastiaux

Themen wie Mobilitätsinfrastruktur für die

Stadt, etwa Ladesäulen für Elektroautos,

nachhaltige Quartiersentwicklung sowie

Breitbandtechnologie und damit auch das

Feld der Kommunikationsinfrastruktur.

„Der gestern kommunizierte Erwerb der

Plusnet GmbH dient dem Ausbau unserer

Aktivitäten im Telekommunikations- und

Breitbandgeschäft und ist damit Teil unserer

Strategie, die EnBW zu einem nachhaltigen

Infrastrukturanbieter zu entwickeln“,

erklärte EnBW-Vorstandsvorsitzender

Frank Mastiaux.

Insgesamt plant die EnBW bis 2025 Investitionen

von etwa 12 Milliarden Euro in

drei strategischen Feldern:

• Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur

• Systemkritische Infrastruktur

• Intelligente Infrastruktur für

den Kunden

Der Großteil aller Investitionen mit zirka

80 Prozent fließt dabei in Wachstumsthemen.

Mit Blick auf den nächsten Transformationsschritt

der EnBW im Rahmen der neuen

Strategie sagte Mastiaux zum Abschluss

seiner Rede: „Veränderung wird bei uns

Programm bleiben. Bisher war Wandel notwendig,

um die Strukturbrüche in unserem

Geschäft zu meistern. Künftig brauchen

wir Veränderung, um Wachstumschancen

zu nutzen und als Unternehmen unsere Zukunft

zu gestalten.“

Der Ausbau der Erneuerbaren Energien

hat für die EnBW strategische Priorität.

Über den Kauf von Onshore-Windparks gelang

der Einstieg in attraktive Auslandsmärkte

wie etwa in Schweden oder aktuell

durch die geplante Übernahme des französischen

Wind- und Solarprojektierers und

Anlagenbetreibers Valeco. Die laufenden

Bauprojekte Hohe See und Albatros in der

deutschen Nordsee nähern sich der Inbetriebnahme

noch in diesem Jahr. Zusammen

sind die beiden Parks das größte

Offshore-Windprojekt in Deutschland, das

aktuell gebaut wird. Neben Wind on- und

offshore baut die EnBW zudem die Photovoltaik

als drittes Erneuerbaren-Standbein

aus. Knapp 100 MW sind derzeit in Betrieb,

eine 800-MW-Pipeline ist aufgebaut inklusive

eines Großprojektes in Brandenburg

mit 175 MW, das ohne staatliche Förderung

realisiert werden soll.

Im Bereich der konventionellen Erzeugung

wurde das Kraftwerk Stuttgart-Gaisburg

von Kohle auf Gas umgerüstet. Dadurch

verringern sich die Kohlendioxidemissionen

um rund 60.000 Tonnen pro

Jahr. (191831601)

LLwww.enbw.com

Tag der Sonne: Energie AG

erzeugt im SolarCampus jährlich

Strom für 355 Haushalte

(eag) Am 3. Mai, wurde weltweit der „Tag

der Sonne“ gefeiert. Die Energie AG ist seit

rund 40 Jahren ein Vorreiter bei der Nutzung

von Sonnenenergie und beim Einsatz

von Photovoltaik. Dank dieser Erfahrung

weist das Unternehmen nicht nur eine beeindruckende

Bilanz an Photovoltaik-Erzeugung

auf, sondern ist auch in Sachen

innovativer Angebote für die Kunden Vorreiter.

Ganz aktuell ist das Thema PV-Contracting,

wo seit 2015 bereits 28 Anlagen

mit über 4 Megawatt Peak (Spitzenleistung)

errichtet werden konnten.

Die Vereinten Nationen haben den 3. Mai

zum „Internationalen Tag der Sonne“ gemacht.

„Die Energie AG hat die Chancen

der Sonnenenergie früh erkannt und bereits

in den 1980er Jahren mehrere kleine

Photovoltaik-Forschungsprojekte umgesetzt.

Ein ganz besonders Beispiel aus der

damaligen Zeit ist das Sonnenkraftwerk

am Loser im Ausseerland, das vor rund 30

Jahren in Betrieb ging“, betont Energie AG

Generaldirektor Werner Steinecker.

Auf diese frühen Erfahrungen hat die

Energie AG aufgebaut und wegweisende

Leuchtturmprojekte errichtet. Dazu zählt

der SolarCampus in Eberstalzell (Leistung

1.050 kWp, in Betrieb genommen am 21.

Mai 2010), der im Beobachtungsjahr

2017/2018 mit Erträgen weit über dem

Durchschnitt beeindrucken konnte. In

Summe wurden im Vorjahr 1,237 GWh

Strom erzeugt, das Ergebnis lag damit um

beachtliche 5,2 Prozent über dem langjährigen

Mittelwert und entspricht dem

durchschnittlichen Jahresstromverbrauch

von rund 355 Haushalten. Die Ursachen

dafür sind der hervorragende Sommer und

die auch schon im April besonders günstigen

Wetterbedingungen. Seit 2010 wurden

im SolarCampus mit der Kraft der Sonne

rund 10 GWh Strom erzeugt, das entspricht

dem durchschnittlichen Jahresstromverbrauch

von fast 3.000 Haushalten. 5000

Tonnen CO 2 konnten eingespart werden.

PV-Contracting als

neues Kundenangebot

In den vergangenen Jahren wurde besonders

großes Augenmerk auf die Realisierung

von Kundenprojekten im Bereich von

Photovoltaik-Anlagen gelegt. „Wir haben

hier umfassende Expertise und Erfahrung“,

sagen Michael Baminger und Klaus

Dorninger, Geschäftsführer des Energie AG

Vertriebs. „Unsere Contracting-Lösungen

ermöglichen es Businesskunden, sich auf

ihr Kerngeschäft zu konzentrieren.“

Diese können dennoch die Vorteile der

umweltfreundlichen, eigenen Stromerzeugung

durch die Kraft der Sonne nutzen.

Nach der Planungsphase ist eine Anlage in

Geschäftsjahr 2018: Anspruchsvoller Plan

in einem anspruchsvollen Jahr

aufgegangen

Das Geschäftsjahr 2018 war für die Branche

und damit auch für die EnBW geprägt

von schwierigen Witterungsbedingungen

sowie einer ungeplanten Revisionsverlängerung

des Kernkraftwerks in Neckarwestheim.

Hier hat sich die breite Aufstellung

der EnBW entlang der gesamten energiewirtschaftlichen

Wertschöpfungskette ausgezahlt.

Negative Effekte bei Erzeugung

und Handel und den Erneuerbaren konnten

insbesondere durch das gute Netzgeschäft

mit einem Adjusted EBITDA von

1,177 Milliarden Euro (plus 13 Prozent)

sowie dem Hochlauf des Effizienzprogramms

ausgeglichen werden.

Energie AG Oberösterreich strukturiert die Erzeugung neu und bündelt Kompetenzen

v.l.n.r. Keynote-Speaker Steffen Kirchner, GF Josef Postl, GF Norbert Rechberger, VD Stallinger

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VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

ca. 2-3 Wochen realisiert. Es wurden bereits

28 PV-Anlagen mit über 4 MWp errichtet.

Durch die Nutzung der derzeit vorhandenen

Anlagen können jährlich rund

2.000 Tonnen CO 2 eingespart werden. Die

Jahreserzeugung aller auf den Dächern der

oö. Wirtschaftsbetriebe errichteten Anlagen

beträgt 4,1 GWh.

Jetzt steht die Errichtung von neuen Anlagen

(2019 insgesamt 2,2 MWp) im Fokus.

Das Prinzip beim PV-Contracting ist simpel:

Der Kunde stellt sein Dach zur Verfügung,

auf dem die Energie AG eine Photovoltaik-Anlage

errichtet und auch finanziert,

und erhält dafür Strom für den

Eigenverbrauch. Mit den eingesparten

Stromkosten bezahlt er die PV-Anlage ab.

Diese geht nach frühestens 15, aber spätestens

20 Jahren in den Besitz des Kunden

über. Die bekanntesten PV Contracting-Anlagen

finden sich auf den Dächern des Linzer

Flughafens (Leistung 299 kWp, Jahreserzeugung

ca. 320.000 kWh) sowie bei den

Unternehmen Biohort (Herzogsdorf und

Neufelden, je 200 kWp) und Strasser Steinbau

(St. Martin/Mühlkreis, ebenfalls 200

kWp). (191831324)

LLwww.energieag.at

Energie AG Oberösterreich

strukturiert die Erzeugung neu

und bündelt Kompetenzen

(eag) Die Energie AG Oberösterreich richtet

ihre Struktur konsequent nach den sich

ändernden Rahmenbedingungen aus.

Gleichzeitig mit der Neuorganisation im

Vertrieb wurde auch die Erzeugung im

Konzern neu aufgestellt. „Die Bündelung

der Erzeugungseinheiten für Strom und

Wärme inklusive der Wärmenetze aus den

Bereichen Kraftwerke, Wärme und Power

Solutions erfolgt in einer neuen schlagkräftigen

Einheit. Diese Konzentration der

Kompetenzen soll die Flexibilität und die

Wettbewerbsfähigkeit erhöhen“, sagt Generaldirektor

Werner Steinecker.

„Gemeinsam entwickeln wir die Antworten

auf die Fragen der Energiezukunft. Gerade

die #mission2030 der Bundesregierung

fordert die Erzeugungseinheiten

enorm und dafür müssen wir gerüstet

sein“, betont der technische Vorstandsdirektor

Stefan Stallinger und fügt hinzu:

„Dazu wollen wir durch die Neuaufstellung

Synergien heben, um das Ergebnis zu verbessern,

und noch interessantere Arbeitsplätze

bieten, die attraktiv für die benötigten

Schlüsselarbeitskräfte sind.“

In der #mission2030 ist vorgesehen, den

Anteil der erneuerbaren Energien auf 45

bis 50 Prozent zu erhöhen, den CO 2 -Austoß

um 36 Prozent gegenüber 2005 zu reduzieren

und bilanziell 100 Prozent erneuerbare

Stromerzeugung bereits bis 2030 zu

erreichen. Das braucht einen starken Ausbau

der regionalen erneuerbaren Erzeugung

aus Wasserkraft, PV, Wind.

Die Neustrukturierung der Erzeugung

wurde innerhalb eines Jahres umgesetzt.

Nach Projektstart wurde eine Ist-Analyse

durchgeführt und intensiv an der Aufgabengestaltung

zu anderen Bereichen gearbeitet,

um danach die neuen Prozesse in

erster Linie zwischen Vertrieb und Erzeugung

festlegen zu können. „Wir haben dieses

Projekt ohne externen Berater mit eigenem

KnowHow umgesetzt. Die Mitarbeiter

haben sich intensiv eingebracht, um eine

noch schlagkräftigere gemeinsame Gesellschaft

zu schaffen“, betont Stallinger.

Seit Mai 2019 firmiert die neue Gesellschaft

unter dem Namen „Energie AG

Oberösterreich Erzeugung GmbH“ und ersetzt

die Gesellschaften Kraftwerke GmbH,

Wärme GmbH und Teile der Power Solutions

GmbH. Die Gesellschaft ist mit drei

Abteilungen sehr schlank aufgestellt und

hat 235 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter.

Sie umfasst 43 Wasserkraftwerke (34 Laufund

9 Speicherkraftwerke), fünf thermische

Kraftwerke an den Standorten in

Timelkam, Riedersbach, Kirchdorf und

Steyr, ist an 12 Windkraftanlagen beteiligt

und hat 18 Photovoltaik-Anlagen in ihrem

Produktionsmix.

Bei einem Startevent am 8. Mai 2019 in

der Kitzmantelfabrik in Vorchdorf fiel der

offizielle Startschuss für die neue Gesellschaft,

die unter der Leitung der beiden

Geschäftsführer DI Norbert Rechberger

und DI Josef Postl steht. (191831326)

LLwww.energieag.at

Erfolgreiches Jahr 2018:

enercity steigert Umsatz

und Ertrag deutlich

(enercity) Die enercity AG erzielte im Geschäftsjahr

2018 ein kräftiges Umsatzplus

von mehr als 16 Prozent und einen Gewinnanstieg

von rund 45 Prozent. Im gleichen

Zeitraum sind die Investitionen um über 40

Prozent gestiegen. enercity-Chefin Dr. Susanna

Zapreva: „Unsere Strategie, mit voller

Kraft auf Kundenorientierung zu setzen,

zahlt sich aus.“

Der bundesweit agierende Energiedienstleister

enercity hat 2018 seine Ertragslage

deutlich gesteigert und seinen Wachstumskurs

fortgesetzt. Der Gewinn stieg um 45,4

Prozent auf 112,8 Mio. Euro. Der Umsatz

kletterte um 338,5 Mio. Euro auf 2,4 Mrd.

Euro. Das EBIT legte um mehr als ein Drittel

zu. Zugleich investierte das Unternehmen

197,7 Mio. Euro (plus 48 Prozent) in

Zukunftsthemen - so viel wie nie zuvor.

„Wir haben unsere Wachstumsprognosen

übertroffen und die Ertragslage weiter verbessert“,

sagte enercity-Chefin Dr. Susanna

Zapreva anlässlich der Vorstellung der Jahresbilanz.

Das Unternehmen bleibe aufgrund

seiner Innovationskraft und seiner

auf Kundenbedürfnisse, erneuerbare Energien

und Digitalisierung fokussierten Strategie

auf Wachstumskurs. Zapreva: „Wir

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Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

haben früh das Potenzial der Digitalisierung

und Diversifizierung erkannt. Jetzt

erzielen wir erste geschäftliche Erfolge damit.“

Das operative EBIT (Ergebnis vor Zinsen

und Steuern) stieg 2018 um 31,6 Prozent

auf 137,5 Mio. Euro. „Dank des gesunden

Kerngeschäfts kann enercity in

Zukunftsfelder investieren. Wir haben beispielsweise

das Ziel, die bundesweit dichteste

Infrastruktur für E-Mobilität in Hannover

zu schaffen“, sagte Zapreva. Für die

kommenden Jahre sieht Zapreva zahlreiche

Chancen im Ausbau von erneuerbaren

Energien, im Wandel der Mobilität und im

Dienstleistungsgeschäft. Sie betonte zudem

die Bedeutung des kulturellen Wandels

im Unternehmen für den digitalen

Fortschritt.

Kundenzuwachs trotz

starken Wettbewerbs

Die Absatz- und Kundenzahlen von enercity

haben sich 2018 trotz hohen Wettbewerbs

im Markt fortwährend positiv entwickelt.

Die Stromabsatzmengen lagen mit 11.543

Gigawattstunden (GWh) stabil auf Vorjahresniveau.

Der Gasabsatz ist mit 46.838

GWh um 43 Prozent höher als im Vorjahr

ausgefallen. Der Fernwärmeabsatz in Hannover

belief sich auf 1.232 GWh. Das entspricht

einem witterungsbedingten Rückgang

von 1,5 Prozent gegenüber den Vorjahreswerten.

Der Wasserabsatz ist aufgrund

der warmen und trockenen Witterung mit

44,4 Mio. m³ um 6,5 Prozent gestiegen.

Produktion aus erneuerbaren Energien

weiter gesteigert

Erneuerbare Energiequellen haben 2018

deutlich stärker zur Strom- und Wärmeerzeugung

im enercity-Konzern beigetragen

als im Vorjahr. Die erneuerbare Stromerzeugung

stieg um 26,6 Prozent auf 1.181 GWh

an und die erneuerbare Wärmeerzeugung

legte um 27,0 Prozent auf 1.152 GWh zu.

Bei der gesamten Stromerzeugung von

3.212 GWh ergab sich für die Erzeugung

aus erneuerbaren Energien ein Anteil von

36,8 Prozent (Vorjahr: 18,4 Prozent). Bei

der dezentralen Wärmeerzeugung (ohne

Fernwärme) von insgesamt 1.984 GWh

(Vorjahr: 1.771 GWh) beträgt der Anteil

erneuerbarer Energien 58,1 Prozent (Vorjahr:

51,2 Prozent).

Neue enercity-Windparks für

noch mehr grünen Strom

Das Windportfolio, das enercity bereits

durch den Kauf der Ventotec-Gruppe im

Jahr 2017 auf 308 Megawatt (MW) installierte

Leistung steigern konnte, wächst

weiter. Durch erfolgreiche Beteiligung an

mehreren Ausschreibungsprozessen kommen

weitere Windpark-Projekte mit einer

Gesamtleistung von mehr als 40 MW hinzu.

Das größte Projekt mit zehn Anlagen

und 33 MW ist im brandenburgischen

Klettwitz angesiedelt. Das zweitgrößte ist

Jeetze in Sachsen-Anhalt (7,2 MW). Weitere

Projekte sind im Genehmigungsprozess.

Nach Abschluss der Bauphase ab 2020

steigt die Stromerzeugung aus Windkraft

um knapp 120 GWh auf 670 GWh. Damit

kann enercity rund 268.000 Privathaushalte

mit Strom aus Windkraft pro Jahr

versorgen. (191831332)

LLwww.enercity.de

ENGIE reinforces its organization

to deliver its strategy: „zerocarbon

transition as a service“

(engie) During its Capital Markets Day, EN-

GIE shared its ambition to become the

world leader in the zero-carbon transition

for its customers, in particular corporates

and local authorities, with a target of 7 to

9% yearly growth. To reach this ambitious

objective, the Group has announced its intention

to reinforce its organization. This

evolution aims to accelerate the execution

of the strategy and the delivery of integrated

zero-carbon solutions „as a service“,

turnkey, tailor-made and co-financed.

The resulting proposed organizational

changes are the subject of a consultation

process with the relevant employee representative

bodies and will therefore take

effect at the end of this process in July

2019:

Proposed creation of four

Global Business Lines

The Global Business Lines (GBLs) will

support the local teams and transversal

performance. Each GBL will be led by an

Executive Vice President, member of the

Executive Committee, assisted by a Managing

Director. These GBLs will be made of

small teams whose mission would be: to

propose the cross-BU strategy for their activity;

to prioritize the allocation of resources

(CAPEX) between the different

BUs; to identify and lead the main transversal

digital and excellence programs; to

identify and setup the global partnerships;

and to support, measure and report the

performance of the activities at a global

level.

The four Global Business Lines will be:

• Thermal GBL

• Gas and Power Networks GBL

• Customer Solutions GBL

• Renewables GBL

The Group will maintain its successful,

decentralized organization based on its 24

Business Units (BU) in order to always remain

close to customers and promote entrepreneurship.

Proposed creation of ENGIE Impact

ENGIE Impact will be implemented as a

managerial entity dedicated to reinforcing

access to top decision-makers. It will be

built on the consulting expertise of existing

ENGIE entities such as Tractebel and EN-

GIE Insight. ENGIE Impact will structure

integrated and cross-BU solutions to address

the zero-carbon transition challenges

of large companies and local authorities.

ENGIE Impact will rely on data and analytics-based

insights to develop tailored consulting

missions, with an initial focus on

the Americas and Western Europe.

(191831449)

LLwww.engie.com

EVN beendet die Kohleverstromung am Standort Dürnrohr noch im Herbst 2019

16


VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

E.ON: Deutsche sehen eigene

Energiewende pessimistischer als

der Rest von Europa

(eon) Für das eigene Land sind die Menschen

in Deutschland pessimistischer als

der Rest von Europa. Im Schnitt sehen die

Befragten in allen europäischen Ländern

die Energiewende in Deutschland zu knapp

65 Prozent umgesetzt, die Deutschen selbst

aber nur zu rund 50 Prozent.

Auch E.ON-Chef Johannes Teyssen hatte

mehrfach deutlich gemacht, dass die Wende

in der deutschen Stromerzeugung noch

lange keine echte Energiewende sei. So trete

Deutschland beim Klimaschutz auf der

Stelle. Großer Handlungsbedarf bestehe

nach wie vor in den Bereichen Verkehr und

Wärme. Die Politik müsse daher dringend

und konsequent einen wirksamen CO 2 -Preis

für den Einsatz fossiler Brennstoffe im Verkehr

und in der Wärmeerzeugung einführen.

Eine solche CO 2 -Abgabe müsse aber

selbstverständlich sozial- und wirtschaftspolitisch

intelligent begleitet werden, damit

sie nicht zu Lasten einzelner Gruppen von

Energiekunden gehe. Außerdem müssten

die Einnahmen genutzt werden, um den

Strompreis für alle deutlich zu senken.

Im Ranking der deutschen Befragten reichen

50 Prozent Umsetzungsgrad jedenfalls

nur für Platz Drei, denn Schweden mit

rund 66 Prozent und Dänemark mit rund

64 Prozent liegen hier deutlich besser.

Schlusslicht bei der Umstellung auf Erneuerbare

Energien ist für die Deutschen Rumänien,

mit rund 26 Prozent, gefolgt von

der Türkei mit etwas mehr als 29 Prozent

Umsetzungsgrad.

Aber wie ist der Blick dieser Länder auf

Deutschland? Die Rumänen sehen Schweden

ganz knapp an der Spitze, was die

Energiewende angeht, mit 73,4 Prozent

Umsetzungsgrad. Mit nur 0,2 Prozentpunkten

weniger landet Deutschland hier

auf Platz Zwei, Dänemark folgt ebenfalls

sehr knapp dahinter mit 73,1 Prozent. Ihr

eigenes Land ist übrigens auch in der Einschätzung

der Rumänen das Schlusslicht

beim Ausbau der Erneuerbaren Energien.

Die Befragten sehen hier eine Umsetzung

zu 40,5 Prozent.

Aus Sicht der türkischen Bevölkerung verweist

Schweden im Umsetzungsgrad mit

77 Prozent Deutschland mit gut 76 Prozent

ebenfalls knapp auf den zweiten Platz. Für

Schweden ist dieser Wert auch das beste

Ergebnis der gesamten Umfrage. Auch in

der Türkei sehen die Befragten die Umsetzung

im eigenen Land als am wenigsten

fortgeschritten an, mit 48,7 Prozent.

Im europaweiten Durchschnitt betrachtet

liegen Schweden, Dänemark und Deutschland

bei der Einschätzung, wer bei der

Energiewende am weitesten ist, auf den

ersten drei Plätzen. Es folgen Großbritannien,

Frankreich, Italien, Tschechien und Ungarn.

Schlusslichter sind die Türkei und

Rumänien.

Die Umfrage-Ergebnisse sind Teil der Studie

„Wohnen in Europa“. E.ON und KantarEMNID

befragten dazu rund 10.000 Menschen

in Dänemark, Deutschland, Frankreich,

Großbritannien, Italien, Rumänien,

Schweden, Tschechien, in der Türkei und

in Ungarn. (191831336)

LLwww.eon.com

EVN beendet die

Kohleverstromung am Standort

Dürnrohr noch im Herbst 2019

• Dürnrohr wird als wichtiger innovativer

Energiestandort weiter entwickelt

(evn) EVN beendet die Kohleverstromung

am Standort Dürnrohr noch im Herbst

2019. Das Kraftwerk Dürnrohr war seit

1986 ein Eckpfeiler der Versorgungssicherheit

Ostösterreichs. Zu Spitzenzeiten war

an diesem Standort Steinkohle für bis zu

einem Jahr Produktion gelagert.

Bereits seit Monaten wird die vorhandene

Restkohle verstromt. Sie reicht insgesamt

noch für rund 30 Betriebstage. Neue Lieferoptionen

wurden nicht mehr gezogen.

E I N L A D U N G

Mittwoch, 18. Sept. 2019

8:00 bis 16:00 Uhr

Friedrich-Ebert-Halle

Erzbergerstr. 89

67063 Ludwigshafen

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

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info@meorga.de

17


Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

Ein frühzeitiger Ausstieg aus der Kohleverstromung

ist ein Beitrag der EVN zum

Klimaschutz in Österreich, bringt aber

gleichzeitig große Herausforderungen für

die heimische Versorgungssicherheit.

Dürnrohr wird als wichtiger innovativer

Energiestandort weiter entwickelt. Hier

nutzt die EVN 500.000 t Haus- und Gewerbemüll

pro Jahr als Brennstoff zur Stromund

Wärmeerzeugung. Aus dem Müll wird

Strom für 170.000 Haushalte und Fernwärme

für die Landeshauptstadt St. Pölten erzeugt.

Auch Industriebetriebe werden von

Dürnrohr aus mit Energie versorgt.

Künftig soll dort auch der niederösterreichische

Klärschlamm einer sinnvollen Verwertung

zugeführt und zur Strom- und

Wärmeerzeugung verwendet werden. Zusätzlich

wird derzeit von der EVN die Errichtung

einer großen Photovoltaik-Anlage

am Standort vorbereitet. Das ist sicher

auch ein schönes Symbol für eine erneuerbare

Energiezukunft. Bei diesen Projekten

können auch Mitarbeiter am Standort neue

berufliche Herausforderungen finden. In

nächster Zeit wird die EVN über 20 Mio.

Euro in den Standort Dürnrohr investieren.

Die Bundesregierung fordert in der Klima-

und Energiestrategie 2030 einen raschen

Ausstieg aus der Kohle. Niederösterreich

setzt das jetzt um. Es müssen dafür

aber andere Kraftwerke in Niederösterreich

einspringen und die Versorgungssicherheit

garantieren. (191831407)

LLwww.evn.at

innogy: Rat genehmigt Onshore-

Windpark N33 – Niederlande

(innogy) Nach Jahren der intensiven Vorbereitung

und sorgfältigen Erwägungen

kann jetzt mit dem Bau des Onshore-Windparks

N33 begonnen werden. Am Mittwoch,

dem 29. Mai 2019, hat der niederländische

Raad van State erklärt, dass das

erforderliche Genehmigungsverfahren für

den Bau des Windparks nunmehr abgeschlossen

ist. Die eingelegten Widersprüche

wurden vom Rat nach sorgfältiger

Prüfung als unbegründet abgelehnt. Damit

kann mit dem Bau des Windparks begonnen

werden.

Baubeginn ist für Sommer 2019 geplant.

Der genaue Zeitplan wurde noch nicht festgelegt.

Die Bauunternehmen rechnen mit

der Fertigstellung des Windparks im Herbst

2020 und werden in Kürze die örtlichen Gemeinden

über die geplanten Bauarbeiten

informieren. Im Sinne eines guten nachbarschaftlichen

Verhältnisses mit den Anwohnern

in der Nähe des Windparks wollen wir

diese über die Planung und Fortschritte der

Arbeiten auf dem Laufenden halten.

Ende Januar setzte sich der Rat in zwei Tagen

mit 21 Einsprüchen von Gegnern der

Anlage auseinander. Im Verlauf der Sitzungen

wurden die Antragsteller angehört und

ihre Fragen an die betreffenden Unternehmen

und zuständigen Behörden weitergeleitet.

Bei der Anhörung am 30. Januar wurden

alle Einsprüche gegen den Integrationsplan

(Phase 2) als unbegründet abgewiesen,

wodurch dieser Teil der Genehmigung

rechtsgültig wurde. Am Mittwoch, dem 29.

Mai, wurden vom Staatsrat auch die übrigen

Einsprüche für unbegründet erklärt.

Über den Onshore-Windpark N33

Der Windpark soll in der Provinz Groningen,

entlang der Straße N33, entstehen in

der Nähe der Orte Veendam, Muntendam,

Meeden, Zuidbroek und Scheemda. Das

Projekt wurde von den Unternehmen innogy

Windpower Netherlands (innogy) und

Windpark Vermeer B.V. (Teil von Yard) initiiert.

Der geplante Windpark besteht aus

35 Turbinen mit einer installierten Gesamtleistung

von knapp 150 MW. Bei einer erwarteten

jährlichen Erzeugung von ca. 500

GWh wird der Windpark genügend Strom

liefern, um rechnerisch den Bedarf von

rund 140,000 Haushalten zu decken.

Der Windpark wird einen bedeutenden

Beitrag dazu leisten, das Ziel der Provinz

von insgesamt 855,5 MW installierter Leistung

bis 2020 zu erreichen. Dieser Wert ist

Teil eines niederländischen Gesamtziels

von 6.000 MW bis 2020. (191831453)

LLwww.innogy.com

innogy startet Bau für

polnischen Windpark

• 33 Megawatt Windpark Zukowice

• Projekt wird mit Anlagen der Nordex

Group realisiert

(innogy) Die innogy SE startet diese Woche

mit den Bauarbeiten für den Onshore-Windpark

Zukowice in Polen. Dieses

33-MW-Projekt in Niederschlesien wurde

in der ersten polnischen Onshore-Windauktion

im November 2018 bezuschlagt. Installiert

werden elf Anlagen des Herstellers

Nordex, davon zehn des Typs N131/3000

sowie eine N117/3000. Die Nordex Group

und innogy arbeiten als strategische Partner

zusammen an neuen Onshore-Projekten

in Europa und den Vereinigten Staaten,

um auch künftig bestmöglich in einem

starken Wettbewerbsumfeld wachsen zu

können. Der Windpark Zukowice soll bereits

2020 in Betrieb gehen.

Hans Bünting, Vorstand Erneuerbare Energien

der innogy SE: „Nach vier Jahren können

wir in Polen endlich wieder neue Windkraftanlagen

bauen. Die für uns überaus erfolgreiche

Auktion im vergangenen

November war ein wichtiger Schritt zur

Neubelebung des polnischen Windmarktes

mit seinen vielen hervorragenden Windstandorten.

Der mit dem Auktionserfolg eingegangenen

Pflicht zum Bau des Windparks

kommen wir jetzt gerne nach. Das dies nach

so kurzer Zeit bereits möglich ist, ist auch

ein Erfolg unserer neuen strategischen Zusammenarbeit

mit der Nordex Group.“

„Wir freuen uns über das weitere Projekt

aus unserer strategischen Partnerschaft

mit innogy. Unser maßgeschneidertes Liefer-

und Servicepaket für Windkraftanlagen

ermöglichte es innogy bei der sehr

kompetitiven Auktion 2018 in Polen zu gewinnen“,

so Nordex-Vertriebsvorstand

Patxi Landa.

Polnischer Markt für

erneuerbare Energien

Auch in Polen ist Windenergie die am

weitesten ausgebaute und ausgereifteste

erneuerbare Technologie. Polen will bis

2020 mindestens 15 Prozent des Stroms

aus erneuerbaren Energien erzeugen. Aktuell

sind in Polen Windkraftanlagen mit

einer Gesamtleistung von rund sechs Gigawatt

installiert.

innogy Wind-Portfolio in Polen

Polen ist ein wichtiger Kernmarkt für innogy.

In Polen betreibt das Unternehmen bereits

acht Onshore-Windparks mit einer

installierten Gesamtleistung von mehr als

240 MW. Die Windparks befinden sich in

vier Regionen: Nowy Staw liegt in der Nähe

der Stadt Danzig, Opalenica in der Region

Posen, Krzecin und Tychowo in Westpommern.

Die Windparks Suwalki, Piecki und

Taciewo befinden sich in unmittelbarer

Nachbarschaft zueinander in Podlachia im

Nordosten Polens. (191831454)

LLwww.innogy.com

Umweltministerium und innogy

übergeben Fischschutz-Pilotanlage

in den Regelbetrieb

(innogy) NRW-Umweltministerin Ursula

Heinen-Esser und Hans Bünting, Vorstand

Erneuerbare Energien der innogy SE, haben

die Fischschutz-Pilotanlage am innogy-Wasserkraftwerk

Unkelmühle an der

Sieg nach einer Projektlaufzeit von zehn

Jahren offiziell in den Regelbetrieb übergeben.

Durch die Einrichtungen zum Fischschutz

und Fischabstieg werden viele

Fischarten in ihrem Bestand gestützt. So

haben sich insbesondere die Schutzraten

(Anzahl der Fische, die die Wasserkraftanlage

unbeschadet passiert hat) für den

Lachs und den Aal erheblich verbessert.

Zugleich wurden die Erzeugungsverluste

minimiert.

Ministerin Ursula Heinen-Esser: „Das

Land Nordrhein-Westfalen hat gemeinsam

mit der innogy einen weiteren Meilenstein

zum Schutz der Wanderfische in unseren

Gewässern erreicht. Ich freue mich sehr,

dass die Pilotanlage Fischschutz im diesjährigen

internationalen Jahr des Lachses

in den Regelbetrieb gehen kann. Alle Akteure

können von den im Monitoring gewonnenen

Erkenntnissen profitieren, um

den Schutz von Aal und Lachs an bestehenden

Wasserkraftanlagen im Land entscheidend

zu verbessern.“

18


VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

Hans Bünting: „Dieses Projekt ist beispielhaft

und wegweisend für die Vereinbarkeit

von Kraftwerksbetrieb und Fischschutz. In

einer neuen Form und Qualität der Zusammenarbeit

haben wir geeignete Methoden

zum Wohl der Fische entwickelt, geprüft,

stetig verbessert und nun in den Regelbetrieb

übergeben. Mein ausdrücklicher

Dank gilt allen Beteiligten, insbesondere

dem Land Nordrhein-Westfalen für diese,

mittlerweile ein Jahrzehnt andauernde,

vertrauensvolle Kooperation.“

Projektverlauf

Die Fischschutz-Pilotanlage ist ein wichtiger

Teil des Wanderfischprogramms NRW

zur Verbesserung der Sieg für Fischarten,

die auf unterschiedliche Lebensräume einer

Flusslandschaft als Laich-, Aufwuchsoder

Nahrungsgewässer angewiesen sind

und zwischen Fluss und Meer hin- und her

wandern. Hierzu zählen insbesondere

Lachs und Aal.

Nachdem das Ministerium für Umwelt,

Landwirtschaft, Natur- und Verbraucherschutz

des Landes Nordrhein-Westfalen

und innogy SE (damals RWE Innogy

GmbH) 2009 einen Vertrag zur Umsetzung

einer Pilotanlage zum Fischschutz unterzeichnet

hatten, wurde das Kraftwerk an

der Sieg ab 2011 umgebaut, um den Fischen

den Auf- und Abstieg an diesem

Standort in der Sieg zu ermöglichen.

Nach der Inbetriebnahme 2014 haben die

Partner in einem ökologischen (drei Jahre)

und betrieblichen Monitoring (fünf Jahre)

untersucht, wie wirksam die umgesetzten

Maßnahmen sind. Dementsprechend wurde

die Anlage stetig technisch optimiert.

Weitere Informationen und Hintergründe

Ein Abschlussbericht kann unter http://

www.flussgebiete.nrw.de/ abgerufen werden.

Er fasst die wichtigsten Ergebnisse

zusammen und gibt Aufschluss darüber,

wie Fischschutzanlagen dieser Art mit der

wirtschaftlichen Erzeugung von erneuerbarer

Energie durch Kleinwasserkraftwerke

vereinbar sind.

Warum die Unkelmühle?

Als erste Anlage im Siegsystem ist das Wasserkraftwerk

Unkelmühle besonders gut als

Teststandort geeignet, weil es in seiner Größe

und Leistung einem typischen Wasserkraftwerk

in Nordrhein-Westfalen entspricht.

Zudem liegt das Kraftwerk in einem

Gewässer mit bestens dokumentierten

Lachs- und Aalpopulationen, die sich durch

die Verbesserung der Gewässerqualität und

der Fischdurchgängigkeit erst dort in dieser

Form wieder ansiedeln konnten.

NRW-Umweltministerin Ursula Heinen-Esser und Hans Bünting übergeben die Fischschutz-

Pilotanlage des innogy-Wasserkraftwerks Unkelmühle in den Regelbetrieb.

Ergebnisüberblick

Neben einer technisch vorbildlichen Fischschutzanlage

an der Unkelmühle hat das

Projekt wichtige Erkenntnisse geliefert,

wie der wirtschaftliche Betrieb von Wasserkraftwerken

sichergestellt und gleichzeitig

noch umweltverträglicher gestaltet

werden kann. Die projektspezifischen Zielvorgaben

für den Fischschutz und die Stromerzeugung

wurden erreicht.

Wichtige Erkenntnisse des

biologischen Monitorings:

Mit den eingeflossenen Verbesserungen

wurde eine hohe Schutzrate für den Lachs

von 90 bis zu 97 % sowie für den Aal von 92

bis 100 % am Wasserkraftwerk erreicht.

Auch viele andere Fischarten, insgesamt

wurden fast 20.000 Tiere aus 32 Arten gezählt,

werden durch die Einrichtungen

zum Fischschutz und Fischabstieg in ihrem

Bestand gestützt. Die Junglachse haben die

speziell für sie geplanten Öffnungen am

oberen Ende der Schutzrechen sehr gut angenommen.

Überraschend war für die Wissenschaftler,

dass auch die erwachsenen

Aale die oberflächennahen Öffnungen in

den Rechen zur Überwindung des Kraftwerks

bevorzugten.

Die speziell für die Aale eingebauten Abstiegswege

im mittleren und unteren Bereich

der Wassersäule wurden kaum genutzt.

So wird künftig für beide Arten der

gleiche Abstiegsweg während ihrer speziellen

Abwanderperioden geöffnet sein.

Dann werden zusätzlich zu dem Betriebswasser

von 700 Litern pro Sekunde für den

neuen Fischaufstieg am Krafthaus und

dem bestehenden Fischweg am Streichwehr

weitere 700 Liter pro Sekunde über

diese neuen Bypässe abgegeben. Für beide

Arten bieten die neuen Rechen einen 100

prozentigen Schutz vor dem Einschwimmen

in die Turbinen in den untersuchten

Größenklassen, in denen sie typischerweise

ihre Wanderung Richtung Meer antreten.

Geringe Verluste wurden nur im anschließenden

Wasserweg zurück ins Unterwasser

der Anlage beobachtet.

Wichtige Erkenntnisse des

betrieblichen Monitorings

Zu beachten ist, dass derartige Fischschutz-Maßnahmen

die effiziente Stromerzeugung

von Wasserkraftwerken beeinflussen.

Durch das betriebliche Monitoring

wurde deutlich, wodurch genau die beobachteten

Erzeugungsverluste bedingt waren

und wie diese durch Anpassungen bei

Technik und Betrieb von zunächst 13 auf

rund acht Prozent der erzeugten Strommenge

reduziert werden konnten. Die neuen

zehn Millimeter Schutzrechen bedingen,

dass bei starkem Aufkommen von Geschwemmsel

bei Hochwasser die neuen

Rechenreiniger kontinuierlich in Betrieb

sein müssen. Bei der Planung solcher Rechenanlagen

ist deshalb neben leistungsstarken

Reinigern auch auf geeignete Absperrvorrichtungen

zur schnellen Behebung

von Störungen zu achten.

Wie die erfolgreiche Umsetzung an anderen

Wasserkraftwerken gelingt, kann an

dieser Stelle nicht pauschal beurteilt werden

und muss im Planungsprozess unter

Beachtung der jeweiligen standörtlichen

ökologischen und unternehmerischen Besonderheiten

erarbeitet werden. Mit dem

Abschluss des Projektes können wertvolle

Empfehlungen zur Weiterentwicklung der

Techniken an vergleichbaren Standorten in

Wanderfischgewässern getroffen werden.

Die Bestandteile der Pilotanlage

Fischabstiegsanlage:

An der Unkelmühle wurden verschiedene

Möglichkeiten getestet, wie Fische die

Kraftwerksturbinen umgehen können, um

vom Ober- ins Unterwasser abzuwandern:

Oberhalb des Schutzrechens gibt es eine

Fließrinne, durch die an der Oberfläche

wandernde Fische wie Lachse, das Kraftwerk

passieren können. So genannte Aalrohre

waren ursprünglich für Fische vorgesehen,

die eher am Gewässergrund abwandern.

Zudem wurde eine Bottom-Gallery

für Aale getestet, die quer zum Einlaufkanal

verläuft und als klappenartige Vorrichtung

am Boden des Kraftwerkkanals durch

wechselndes Öffnen und Schließen Aale

um das Wasserkraftwerk herumleiten soll.

Fischaufstiegsanlage:

Bereits 1990 wurde am Wasserkraftwerk

Unkelmühle eine Blocksteinrampe und ein

sogenannter Denilfischpass installiert, da-

19


Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

mit die schwimmstarken Fische vor den

Turbinenausläufen an der Wasserkraftanlage

vorbei in das Oberwasser gelangen

können. Heute ist an Stelle des Denilfischpasses

ein den aktuellen Anforderungen

entsprechender technischer Fischaufstieg

installiert. So können auch schwimmschwache

Fischarten die Höhendifferenz

von drei Metern überwinden.

Monitoring:

Die verschiedenen Wanderwege sind mit

Beobachtungs- und Messeinrichtungen

ausgestattet. Hier wurden die wandernden

Fische von Fachkräften gezählt und teilweise

untersucht. Zusätzlich wurden Lachse

und Aale mit Miniatursendern ausgestattet

und telemetrisch erfasst, um die

Wanderwege an der Wasserkraftanlage

detailliert verfolgen zu können.

Schutzrechen:

Um die Durchgängigkeit und den Fischschutz

(das unbeschadete Passieren von

Wasserkraftwerken) für Lachs und Aal an

der Sieg zu testen, wurden an der Pilotanlage

neuartige Schutzrechen mit einer

Stabweite von zehn Millimeter installiert.

Der enge Stababstand soll verhindern, dass

flussabwärtswandernde Fische in die Turbinen

gelangen und dort geschädigt werden.

In einem anspruchsvollen biologischen

Monitoring wurde die Wirksamkeit

der Maßnahmen für Lachs und Aal untersucht.

Die Auswirkung der geringen Abstände

und spezieller Formen der Rechenstäbe

auf die Energieerzeugung der Wasserkraftanlage

wurde ebenfalls im

täglichen Betrieb überprüft.

Wasserkraftwerk Unkelmühle

Das Laufwasserkraftwerk liegt in der Gemeinde

Windeck an der Sieg. Mit einer installierten

Leistung von 420 kW gehört die

Anlage zu den kleinen Wasserkraftwerken.

Sie erzeugt seit ihrer Inbetriebnahme 1924

ausreichend Strom, um jährlich über 500

Haushalte klimafreundlich zu versorgen.

Parallel zum Umbau als Pilotanlage hat innogy

die Wehranlage sowie die Turbinenund

Leittechnik der Wasserkraftanlage modernisiert.

(191831515)

LLwww.innogy.com

innogy ebnet den Weg für erste

Solarprojekte in den USA

• Erwerb zweier Solarparks mit langfristig

gesicherter Stromabnahme

• Baubeginn im zweiten Quartal 2019

und Inbetriebnahme für das vierte

Quartal 2019 geplant

• Gemeinsame Entwicklungspipeline mit

Birdseye Renewable Energy

(innogy) Die innogy SE treibt ihre Ausbaustrategie

für erneuerbare Energien im

US-amerikanischen Markt weiter voran:

Das Unternehmen hat zwei Solarparks in

North Carolina mit einer Gesamtkapazität

von rund zehn Megawatt (MW) erworben.

Baustart für die Anlagen ist im zweiten

Quartal dieses Jahres und die Inbetriebnahme

ist für das vierte Quartal 2019 geplant.

Die Solaranlagen werden ausreichend

grünen Strom produzieren, um

rechnerisch den Bedarf von über 2.000

amerikanischen Haushalten klimafreundlich

zu decken. Für beide Anlagen wurden

langfristige Stromlieferverträge, sogenannte

Power Purchase Agreements (PPA),

mit Duke Energy Progress unterzeichnet.

Die Verträge haben eine Laufzeit von 15

Jahren.

Thorsten Blanke, Leiter Solar bei innogy

SE, erklärt: „Im Juni des vergangenen Jahres

haben wir unsere Kräfte mit dem

US-Entwickler Birdseye gebündelt. Mit

Tamworth und Tanager realisieren wir

jetzt die ersten beiden Projekte unserer

amerikanischen Solarentwicklungspipeline.

Und das nicht irgendwo, sondern in

North Carolina, das wegen seiner hohen

Sonneneinstrahlung, der wachsenden

Nachfrage nach regenerativen Energien

und den positiven gesamtwirtschaftlichen

Aussichten künftig einer der Hotspots für

die Energiegewinnung aus Sonnenenergie

sein wird.“

innogy etabliert starke Präsenz auf dem

US-Markt für erneuerbare Energien

Parallel treibt innogy die Expansionsstrategie

ihres US-Onshore-Windgeschäfts weiter

voran: Ende November 2018 hat das

Unternehmen die finale Investitionsentscheidung

(FID) für den Bau von Scioto

Ridge getroffen – ein 250-MW-Windprojekt

in Ohio (Hardin und Logan Counties).

Der Windpark soll im vierten Quartal 2020

seinen kommerziellen Betrieb aufnehmen.

Außerdem plant innogy in diesem Jahr die

Investitionsentscheidung für die New Yorker

Projekte Cassadaga (~126 MW) und

Baron Winds (~240 MW) zu treffen und

sie im vierten Quartal 2020 in Betrieb zu

nehmen.

Bereits im August 2016 hat innogy die

strategische Entscheidung getroffen, den

Ausbau erneuerbarer Energien in den USA

voranzutreiben und hat dafür die Tochtergesellschaft

Innogy Renewables US, LLC

gegründet. Das Unternehmen mit Sitz in

Chicago und Pittsburgh prüft Wachstumsmöglichkeiten

in den Bereichen Solar sowie

Onshore- und Offshore-Wind.

Aufbau eines werthaltigen Solargeschäfts

innogy entwickelt und investiert in Solarprojekte

in verschiedenen Ländern. Anfang

Januar hat innogy beispielsweise vom

Projektentwickler Primus Solarprojekte in

Thüringen und Bayern mit einer Gesamt-kapazität

von über 50 MW übernommen.

In Spanien und Kanada setzt innogy

derzeit drei Solarprojekte um, die ohne

staatliche Förderung auskommen. Nach

ihrer Fertigstellung werden diese Solaranlagen

über eine installierte Gesamtkapazität

von über 100 MW verfügen.

Außerdem hat innogy sich auf dem australischen

Markt etabliert und mit dem Bau

eines Solarparks mit einer Leistung von

349 MW in New South Wales begonnen.

innogy hat sich auf die Fahnen geschrieben,

seine Solarpräsenz weiter auszubauen

und in diesen und weiteren Märkten kosteneffiziente

Lösungen zur Stromerzeugung

aus regenerativen Quellen zu realisieren.

LLwww.innogy.com

LEAG Vorstandsvorsitzender Dr. Helmar Rendez, Marc Blaha von der LEAG

Unternehmensentwicklung und juwi Projektleiter Tilman Rückert (v.l.n.r.) informieren

zum geplanten Solarpark, Foto: LEAG

20


VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

illwerke-vkw: Spatenstich für

Kleinwasserkraftwerk Argenbach

(illw-vkw) Gemeinsam mit Bürgermeister

Ing. Andreas Simma, Stollenpatin Magdalena

Simma, Vertretern der bauausführenden

Firmen und Grundeigentümern freuten

sich Dipl.-Ing. Helmut Mennel, Vorstandsmitglied

von illwerke vkw, und

Projektleiter DI (FH) Ralph Poschenrieder,

dass die Arbeiten nun beginnen können.

Das Kleinwasserkraftwerk Argenbach

nutzt das Wasser des Argenbachs, welcher

von Damüls kommend in die Bregenzerach

fließt. Es ist als reines Laufwasserkraftwerk

konzipiert und ersetzt zugleich das bestehende

Kleinstkraftwerk Au.

Das Kraftwerk soll eine elektrische Leistung

von 6,85 Megawatt und 23,6 Gigawattstunden

jährliches Regelarbeitsvermögen

aufweisen. Dies entspricht dem jährlichen

Stromverbrauch von rund 4.700

durchschnittlichen Haushalten. Die Investitionen

für das Kraftwerksprojekt betragen

35 Millionen Euro. Die Erstinbetriebnahme

ist für 2022 geplant. (191831431)

LLwww.illwerkevkw.at

LEAG steigt in die

Sonnenenergie-Produktion ein

• 10-MW-Photovoltaik-Anlage in Welzow

soll im Oktober in Betrieb gehen

(leag) Noch in diesem Jahr will das Lausitzer

Energieunternehmen LEAG sein Stromerzeugungsportfolio

um einen Anteil erneuerbarer

Energieerzeugung erweitern.

Dafür hat es sich mit der juwi AG einen

Partner mit Erfahrung in Sachen Solarenergie

und mit regionaler Kenntnis der

Lausitz gesucht. Im Mai haben beide die

Entwicklung eines Photovoltaik-Projektes

auf eigenen Flächen der LEAG auf dem

Flugplatz Welzow vertraglich besiegelt.

Der LEAG-Solarpark mit einer Kapazität

von 10 Megawatt soll voraussichtlich im

Oktober dieses Jahres in Betrieb gehen.

„Für uns als viertgrößtem Energieerzeuger

in Deutschland ist es naheliegend, dass

wir unser Erzeugungsportfolio erweitern

und dabei neben unserem Kerngeschäft,

der Braunkohle, auch die Erneuerbaren

Energien im Blick haben. Wir gehen die

Herausforderung, unser Unternehmen mit

neuen Geschäftsfeldern und Synergien für

die Zukunft breiter aufzustellen, offensiv

an und nutzen dafür die Kompetenzen im

Energiebereich, die wir hier in der Lausitz

über Jahre entwickelt haben“, sagt Dr.

Helmar Rendez, Vorstandsvorsitzender

der Lausitz Energie Bergbau AG und Lausitz

Energie Kraftwerke AG (LEAG). „Dies

wird unser erster eigener Solarpark auf

eigenen Flächen sein, mit dem wir Erfahrungen

sammeln und für mögliche weitere

Projekte im Bereich der Erneuerbaren nutzen

wollen.“

In der ersten Phase über einen Zeitraum

von fünf Jahren wird der von der LEAG betriebene

Solarpark von juwi gewartet und

instandgehalten. Die Vermarktung des

Sonnenstroms übernimmt die LEAG selbst.

Die juwi AG hat auf LEAG-Flächen in Welzow

bereits 2012 zwei große Photovoltaik-Anlagen

errichtet. (191831443)

LLwww.leag.de

www.twitter.com/leag_de

Mainova erwirbt Windpark in

Karben-Kloppenheim

(mainova) Mainova hat zwei bestehende

Windenergieanlagen in Karben-Kloppenheim

erworben. Die 2009 errichteten Anlagen

des Typs Vestas V90 verfügen über jeweils

zwei Megawatt (MW) Nennleistung.

Am Dienstag hat sich der Frankfurter Bürgermeister

und Mainova-Aufsichtsratsvorsitzende

Uwe Becker gemeinsam mit dem

Mainova-Vorstandsvorsitzenden Dr. Constantin

H. Alsheimer vor Ort darüber informiert.

Karbens Bürgermeister Guido Rahn

begleitete sie bei dem Besuch des Windparks

auf Karbener Gebiet.

Windpark Karben

Die Nabenhöhe der Windkraftanlagen beträgt

105 Meter, der Rotordurchmesser 90.

Rund 6.500 Megawattstunden pro Jahr klimafreundlichen

Strom produzieren die

beiden Anlagen. Das entspricht rechnerisch

dem Jahresverbrauch von etwa 2.600

Zwei-Personen-Haushalten. Im Vergleich

zu konventioneller Erzeugung sparen die

Windräder rund 3.200 Tonnen Kohlendioxid

ein. Etwa 255.000 Bäume müssten gepflanzt

werden, um diese Menge zu kompensieren.

Frankfurts Bürgermeister und Mainova-Aufsichtsratsvorsitzender

Uwe Becker

sagt: „Frankfurt verfolgt zukunftsgerichtete

Klimaschutzziele. Windkraft kann einen

Beitrag dazu leisten. Wenn sie dazu noch in

unmittelbarer Nähe unserer Stadt genutzt

wird, ist das umso besser. Dass Mainova die

Stadt und damit ihre Bevölkerung bei ihrem

Zukunftsvorhaben unterstützt, freut

mich besonders.“

Der Mainova-Vorstandsvorsitzende Dr.

Constantin H. Alsheimer teilt mit: „Als Hessens

größter Energiedienstleister investiert

Mainova seit Jahren bereits erfolgreich in

regenerative Erzeugungsanlagen. Die beiden

Windräder in Karben sind ein weiterer

Bestandteil unseres Portfolios. Vor den Toren

Frankfurts produzieren sie zuverlässig

CO 2 -neutral Strom und tragen damit zum

Klimaschutz und der Energiewende bei.“

Guido Rahn, Bürgermeister der Stadt

Karben, fährt fort: „Ich begrüße sehr, dass

die Anlagen nunmehr von der Mainova betrieben

werden und somit im Besitz eines

21


Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

Ørsted divests Stigsnæs Power

Station and Stigsnæs Transit Harbour

Studstrup Power Station to use straw as fuel again

regionalen Energieversorgers sind, mit

dem die Stadt Karben gute Erfahrungen

gemacht hat.“

Mainova hat erstmals vor zehn Jahren in

Windkraft investiert. Damals erwarb der

Energieversorger eine Beteiligung an einem

Windpark im brandenburgischen Havelland.

Anlagen in Rheinland-Pfalz, Hessen,

Bayern und Frankreich kamen hinzu.

Mit dem 4-MW-Windpark Karben-Kloppenheim

an der Frankfurter Stadtgrenze

beträgt das Windkraft-Erzeugungsportfolio

heute mehr als 90 MW.

Als weiteres Standbein folgten ab 2012

Freiflächen-Photovoltaikanlagen in Schleswig-Holstein,

Bayern und Sachsen. Die

größte Anlage ist mit rund 23 MW der PV-

Park in Eggebek in Schleswig-Holstein. Insgesamt

verfügt Mainova über Freiflächen-PV-Anlagen

mit insgesamt rund 32

MW Leistung.

Zusätzlich bringt Mainova erneuerbare

Energien auch in den urbanen Raum. Das

Unternehmen ist bundesweiter Marktführer

bei PV-Mieterstromanlagen. In Frankfurt

und der Region betreibt sie derzeit

rund 200 dieser Anlagen. Die Gesamtleistung

beläuft sich auf mehr als 4 MW und

wächst stetig. (191831535)

LLwww.mainova.de

Studstrup Power Station to use

straw as fuel again

(orsted) After a test period, Ørsted has decided

to use straw and wood pellets at the same

time at Studstrup Power Station. This means

that the power station near Aarhus will once

again use straw from the Danish fields.

“It’s very positive that we now have the

opportunity to use straw from Danish fields

as a supplement to our wood pellets at

Studstrup Power Station. Using different

fuel types gives us greater reliability of supply,

and it makes perfect sense to use the

residual products that are in our backyard,”

says Thomas Lyse, Senior Director in

Ørsted and responsible for procuring fuel

for the power stations.

Studstrup Power Station has previously

used straw as fuel. But back then, it was in

combination with coal, which until 2016

was the primary source of fuel at the power

station. Since 2016, when the plant phased

out coal completely, straw has not been

used as fuel. This is partly because straw

has a high ash content, which can destroy

the boilers if it is not used as a supplement

to coal. But after a test period, it has nevertheless

proved possible.

Gradual increase in volume

“We tested the options for a period of

time, during which we gradually increased

the quantity of straw. And we’ve concluded

that we can replace about eight to ten percent

of the wood pellets with straw without

destroying the boilers,” says Thomas Lyse.

A start-up period was necessary to prepare

Studstrup Power Station for using

straw as fuel again. First the boilers and

burners had be adjusted to using wood pellets

instead of coal, and then the power station’s

engineers could start testing the possibilities

of adding straw.

In the coming heating season, Studstrup

Power Station expects to use 40,000-

45,000 tonnes of straw, which, along with

wood pellets from sustainable forestry, will

ensure green district heating for Aarhus

and the surrounding area.

Ørsted also has a straw-fired boiler at

Avedøre Power Station, which converts approximately

130,000 tonnes of straw to district

heating each year. (191831542)

LLwww.orsted.com

(orsted) Ørsted has just signed an agreement

with the Danish consortium Stigsnæs

Industripark A/S according to which the

consortium acquires Stigsnæs Power Station

and Stigsnæs Transit Harbour near

Skælskør. The transaction also includes the

Stigsnæs coal terminal.

“We’re pleased with having found

Stigsnæs Industripark A/S as a new and

solid owner of Stigsnæs Power Station and

Stigsnæs Transit Harbour. The power station

has been closed since 2012, so currently

we primarily use the area as a coal transit

harbour. However, having decided that

from 2023 Ørsted will no longer use coal as

fuel, it makes perfect sense to free up these

areas and allow for new development

here,” says Thomas Dalsgaard, Executive

Vice President and CEO of Bioenergy in

Ørsted.

The consortium Stigsnæs Industripark

A/S, which is acquiring Stigsnæs Power

Station and Stigsnæs Transit Harbour, was

founded by four companies with extensive

experience within demolition, refinement

of by-products, transport and the contracting

industry.

Stigsnæs Industripark A/S takes over the

obligation of cleaning up the area and plan

to remove the existing power station buildings

with a view to developing the area.

Rimeco Aktieselskab – one of the companies

in the consortium – has previously acquired

the Ensted Power Station near

Aabenraa in the southern part of Jutland

from Ørsted and is currently removing the

buildings and developing the area. Klaus

Peter Riggelsen, CEO of Rimeco, says:

“We’ve been interested in Stigsnæs Power

Station for some years. The demolition and

recycling potential of the power station is

huge, and Stigsnæs Transit Harbour is one

of the deepest in Europe, offering great potential

for developing and operating the

harbour. The partners included in the consortium

have unique competences within

the areas needed for this task. So we’re

looking forward to getting started.”

The consortium states that it will involve

the local community, including Slagelse

Municipality, in the process to create as

much activity in the area as possible.

The agreement between Ørsted and

Stigsnæs Industripark A/S is subject to approval

by the Danish authorities, and the

transaction is expected to be fully completed

by the end of 2019. (191831547)

LLwww.orsted.com

22


VGB PowerTech 6 l 2019

VGB-SEMINAR

Members´News

WASSERAUFBEREITUNG

10. BIS 12. SEPTEMBER 2019 IN ESSEN | SCHULUNGSZENTRUM DER KRAFTWERKSSCHULE E.V.

Deilbachtal 199 | 45257 Essen

WASSERAUFBEREITUNG

PROGRAMM

(Änderungen vorbehalten)

. 9

. 9

Eine einwandfreie Qualität des Kesselspeisewassers setzt eine adäquate Aufbereitung

des Zusatzwassers und ggf. der Kondensate voraus. Die adäquate

Aufbereitung schafft die unverzichtbare Grundlage für die Einhaltung der in

den einschlägigen Normen und Richtlinien geforderten wasserchemischen

Grenz- und Richtwerte im Wasser-Dampf-Kreislauf. Den Teilnehmern werden

in diesem Seminar die verschiedenen Verfahren zur Aufbereitung und

(Voll-)Entsalzung von Zusatzwasser sowie Kondensaten im Kraftwerksbereich

detailliert beschrieben.

Die naturwissenschaftlich-technischen Ursachen für Störmöglichkeiten werden

anhand von Praxisbeispielen erläutert. Sie sollen in die Lage versetzt werden,

die Vorgänge in ihren Anlagen besser zu verstehen, sie zielgerichtet zu prüfen

und gegebenenfalls optimieren zu können. Erweitert wird dieses Seminar

durch eine grundlegende Erläuterung der Kühlwasseraufbereitung/-konditionierung.

Profitieren Sie durch die Teilnahme an diesem praxis-orientierten Seminar

von den langjährigen Erfahrungen der Mitarbeiter des Bereiches

„Wasserchemie“ der Technischen Dienste des VGB PowerTech.

Teilnehmerkreis Einleitung

Angesprochen werden alle Mitarbeiter aus den Bereichen Chemie, Maschinenbau

00 und Verfahrenstechnik, Kaffeepause die in der Aufbereitung von Wasser für Wasser-Dampf-Kreisläufe

(Zusatzwasser, Kondensaten und Kühlwasser) ein gemeinsames

Arbeitsgebiet aufweisen (z.B. Ingenieure, Kraftwerker, Chemiker,

Laboranten etc.).

Mittagspause

Seminarleitung

Dr. rer. nat. Claudia Stockheim | VGB PowerTech Service GmbH, Essen

00 Kaffeepause

. 9

E

Einleitung

0

00

Kaffeepause

00

Kaffeepause

Mittagspause

00

Mittagspause

00

Kaffeepause

00

Kaffeepause

anhand von

Essen

. 9

00

7 00

ONLINEANMELDUNG

www.vgb.org/COR-event_page-24572.html

0

AKTUELLE INFORMATIONEN

00 Kaffeepause

www.vgb.org/wasseraufbereitung_2019.html

KONTAKT

Fachliche 00 Koordination: nMittagspause

Dr. rer. nat. Claudia Stockheim

Teilnahme: Ines Moors | Tel.: +49 201 8128-274 | vgb-wasseraufb@vgb.org

TEILNEHMERGEBÜHREN/HINWEISE

VGB-Mitglieder 00 Kaffeepause € 860,00

Nichtmitglieder € 960,00

anhand von

Datenschutzhinweise: www.vgb.org/datenschutzhinweis.html

00

7 00

2. 9

00

Kondensatreinigung

Kaffeepause

Mittagessen

2. 9

Kondensatreinigung

Kaffeepause

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Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

Ørsted acquires Coronal Energy‘s

development business

• Ørsted’s US onshore company, Lincoln

Clean Energy, expands solar and energy

storage capabilities with acquisition of

Coronal Energy’s development business

(orsted) Lincoln Clean Energy (LCE), a

subsidiary of Ørsted and a leading developer

of U.S. renewables, has acquired the development

business of Coronal Energy, a

developer focused on utility-scale solar and

energy storage projects. The acquisition includes

its development team of experienced

solar and storage personnel, as well

as a significant pipeline of solar and storage

projects in the United States, including

multiple projects that have been awarded

long-term power purchase agreements

(PPAs) with strong creditworthy utility

counterparties.

Declan Flanagan, CEO at Lincoln Clean

Energy, says: “I am delighted to welcome

the Coronal team to LCE and the wider

Ørsted family. The highly experienced Coronal

Energy development team compliments

our U.S. development platform,

greatly enhances our presence in solar and

storage, and importantly brings new customer

relationships through multiple longterm

power purchase agreements both

signed and in negotiation.” (191831550)

LLwww.orsted.com

The Copenhagen Maritime and

Commercial Court rules in favour

of Ørsted in case concerning the

use of the Ørsted name

(orsted) The Copenhagen Maritime and

Commercial Court delivered its judgment

in the case concerning the Ørsted Group’s

right to use the Ørsted name. The action

was brought by seven bearers of the Ørsted

name. In the judgment, the Copenhagen

Maritime and Commercial Court upholds

Ørsted’s claim that the company has the

right to use the Ørsted name.

Ørsted CEO Henrik Poulsen says: “We’re

very pleased that the judgment of the Copenhagen

Maritime and Commercial Court

upholds our claim that we have the right to

use the Ørsted name. Our use of the name

is a tribute to Hans Christian Ørsted, one of

the greatest Danish scientists of all time.

He discovered electromagnetism nearly

200 years ago and thus laid the foundation

for how we produce electricity today.”

Among others, Ørsted collaborates with

the Danish society ‘H.C. Ørsted Selskabet’

and the Danish Society for the Dissemination

of Natural Science, which was founded

by Hans Christian Ørsted, to increase

awareness of Hans Christian Ørsted and his

groundbreaking discoveries. (191831546)

LLwww.orsted.com

SW Kassel: Ein wichtiger

Meilenstein für den Windpark

• Windpark Reinhardswald GmbH und

Vestas unterzeichneten Verträge für die

Lieferung von 20 Windenergieanlagen

des Typs V150

(sw-k) Die Vorbereitungen für den Bau des

geplanten Windparks im Reinhardswald

kommen mit großen Schritten voran:

Nachdem die Windpark Reinhardswald

GmbH & Co. KG in den vergangenen Wochen

und Monaten alle erforderlichen Gutachten

eingeholt hatte, einigte sich die Betreibergesellschaft

jetzt mit dem Weltmarkführer

Vestas auf die Lieferung von 20

Windenergieanlagen des Typs Vestas V150.

Entsprechende Verträge unterzeichneten

am Mittwoch die Geschäftsführer der

Windpark Reinhardswald GmbH & Co. KG

Ralf Paschold, Lars Rotzsche und Martin

Severin sowie für Vestas Alex Robertson,

Vice President Sales für Deutschland, Österreich

und die Schweiz, und Vestas-Vertriebsdirektor

für Westdeutschland Thomas

Ufermann.

„Wir freuen uns, dass wir nach einer europaweiten

Ausschreibung mit Vestas jetzt

einen starken Partner an unserer Seite haben,

der uns eine der modernsten und leistungsstärksten

Windenergieanlagen liefern

wird, die es derzeit auf dem Markt

gibt“, sagte Ralf Paschold bei der Vertragsunterzeichnung.

„Der heutige Tag ist ein

wichtiger Meilenstein, damit zukünftig im

Reinhardswald umweltfreundlich Energie

erzeugt werden kann. Wir leisten so einen

wichtigen Beitrag für die Energiewende in

der Region.“

Vor 25 Jahren wären noch 187

Windräder erforderlich gewesen

Die 20 Windräder verfügen über eine jeweilige

Leistung von 5,6 Megawatt und haben

eine Nabenhöhe von 166 Meter. Der

Rotordurchmesser beträgt 150 Meter. Insgesamt

wird der Windpark über eine Leistung

von 112 Megawatt verfügen und über

einen Zeitraum von mindestens 20 Jahren

voraussichtlich bis zu 315 Millionen Kilowattstunden

Strom pro Jahr erzeugen. Mit

dieser Menge ließen sich bei einem durchschnittlichen

Verbrauch von jährlich 3.000

Kilowattstunden rund 105.000 Haushalte

versorgen. „Noch vor 25 Jahren hätten wir

mit den damals üblichen Windenergieanlagen

mit einer Leistung von 0,6 Megawatt

insgesamt 187 Windkraftanlagen errichten

müssen, um diese Menge Strom erzeugen

zu können“, erklärte Ralf Paschold. „Das

zeigt, wie rasant sich die Technologie seitdem

weiterentwickelt hat und uns heute

ermöglicht, auf deutlich weniger Fläche

umweltfreundlich Energie zu erzeugen.“

Die Genehmigung für den Windpark soll

voraussichtlich bis Ende Juni beim Regierungspräsidium

Kassel beantragt werden.

Die immissionsschutzrechtliche Genehmigung

für den Windpark soll voraussichtlich

bis Ende Juni beim Regierungspräsidium

Kassel beantragt werden. Die Bauarbeiten

sollen im Oktober 2020 nach erteilter Genehmigung

starten und der Windpark

Ende des Jahres 2021 in Betrieb genommen

werden.

Hintergrund

Im Mai 2018 haben die Energiegenossenschaft

Reinhardswald (EGR), die Städtischen

Werke aus Kassel, die EAM-Tochtergesellschaft

EAM Natur und die Stadtwerke

Eschwege gemeinsam die

Betreibergesellschaft Windpark Reinhardswald

GmbH & Co. KG gegründet, die

auf gepachteten Flächen von Hessenforst

einen Windpark errichten will. Hauptgesellschafter

ist die EGR mit 51 Prozent. Sie

ist ein Zusammenschluss der vier Kommunen

Trendelburg, Fuldatal, Grebenstein

und Immenhausen im Landkreis Kassel sowie

dem Grebensteiner Windkraftentwickler

Ralf Paschold. Die restlichen Anteile

verteilen sich auf die Städtischen Werke

(20,3 Prozent), EAM Natur (20 Prozent)

und Stadtwerke Eschwege (8,7 Prozent).

Geschäftsführer der Betreibergesellschaft

sind Ralf Paschold (EGR), Lars Rotzsche

(Städtische Werke) und Martin Severin

(EAM). Vestas entwickelt, fertigt, installiert

und wartet als Energiepartner für

nachhaltige Energielösungen weltweit

Windenergieanlagen und ist seit 1986 im

deutschen Markt tätig. Bis heute hat das

Unternehmen in Deutschland mehr als

8.000 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung

von mehr als 13 Gigawatt installiert.

Vestas beschäftigt rund 2.400 Mitarbeiter

in Deutschland, weltweit sind es

mehr als 24.400 Mitarbeiter. Die Geschäftseinheit

Vestas Northern & Central

Europe hat ihren Hauptsitz in Hamburg

und ist verantwortlich für die Installation

und den Service von Windenergieanlagen

in Deutschland, Benelux, Österreich, Skandinavien,

UK, Irland, Russland, Baltikum,

Osteuropa sowie Süd- und Ostafrika.

(191831426)

LLwww.sw-kassel.de

Energiewende angewandt:

Speicher spart Zeit und Geld beim

Netzausbau

• STEAG-Windpark im brandenburgischem

Ullersdorf soll „Reallabor“

werden

(steag) Die Stromleitungs-Infrastruktur

muss in Deutschland massiv ausgebaut

werden. Anders sind die energiepolitischen

Ziele, die derzeit von der Bundesregierung

formuliert werden, nicht zu erreichen.

Denn mit dem voraussichtlichen

Ende der Kohleverstromung im Jahr 2038

beschleunigt sich der Umstieg von fossilen

auf erneuerbare Energien ein weiteres

Mal. Allerdings stellt der kontinuierlich

steigende Anteil von stark schwankenden

Strommengen aus Wind und Sonne hohe

24


VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

VGB-Workshop

Veranstaltungsort

Hotel am Delft

Am Delft 27

26721 Emden

Kontakte

Gerda Behrendes

Tel.

+49 201 8128-313

Guido Schwabe

Tel.

+49 201 8128-272

E-mail

vgb-arbeitsmed@vgb.org

10. Emder Workshop Offshore

Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin

Ankündigung

13. und 14. September 2019

• Die medizinischen Versorgungsmöglichkeiten bei Offshore-

Arbeitsplätzen sind deutlich eingeschränkt.

Daraus ergeben sich besondere Anforderungen und Bedingungen

für die Eignungsuntersuchung und Betreuung der Mitarbeiter/innen.

• Dieser Workshop wendet sich an alle in dieser Branche Tätigen,

insbesondere an Ärzte/innen sowie andere Angehörige von

Gesundheitsberufen und (medizinischen) Rettungs- sowie

Beratungsdiensten, zu deren Aufgaben- oder Interessengebieten

die gesundheitliche Vorsorge und die medizinische Versorgung

an Offshore-Arbeitsplätzen gehört.

• Über die Teilnahme am Workshop wird eine Bescheinigung ausgestellt.

Weitere Informationen | Programm | Anmeldung

• www.vgb.org/offshore_arbeitsmedizin2019.html

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Foto: ©rost9 - stock.adobe.com

www.vgb.org

25


Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

Anforderungen an den Netzausbau und

die Systemstabilität. An dieser Stelle setzt

das Projekt „SteadyWind“ von STEAG,

enercast und TU Dortmund an, denn Batteriespeicher

sparen Zeit und Geld beim

Netzausbau.

Mit der Projektskizze „SteadyWind“ beteiligen

sich die STEAG GmbH, die enercast

GmbH und die TU Dortmund mit dem

renommierten Institut für Energiesysteme,

Energieeffizienz und Energiewirtschaft

(ie3) am Ideenwettbewerb „Reallabor der

Energiewende“ des Bundesministeriums

für Wirtschaft (BMWi). Die Bundesregierung

will im Rahmen des Wettbewerbs große

Energiespeicher im Stromsektor in einem

realen Umfeld testen und hält dafür

Fördermittel in Millionenhöhe bereit. Am

STEAG-Windpark im brandenburgischen

Ullersdorf soll mit einem Verstetigungsspeicher

ein solches Reallabor entstehen.

Der Windpark hat eine Anschlussleistung

von 43 Megawatt (MW).

Im Kern besteht das Projekt „SteadyWind“

aus einem großen Batteriespeicher, der die

Stromproduktion der Windkraftanlagen in

Ullersdorf so ausbalanciert, dass Windenergie

in Zukunft gleichmäßiger ins Stromnetz

eingespeist wird. Bei starkem Wind

glättet der Speicher die Leistungsspitzen

vor Ort. Das bedeutet konkret: Ab einer Erzeugungsleistung

von mehr als 30 MW

wird der Leistungsüberschuss eingespeichert

und bei geringerem Wind zeitversetzt

ins Netz abgegeben. Verstetigungsspeicher

reduzieren so verlässlich die maximale

Einspeisung. Das verringert

maßgeblich die technischen Anforderungen

an das Stromübertragungsnetz, das

den Windstrom aus dem ertragreichen

Norddeutschland bis zu den großen industriellen

Verbrauchern in den Süden der

Bundesrepublik befördern muss.

Schon an das bestehende Stromnetz

könnte mithilfe dieser Speichertechnologie

eine größere Anzahl von Windkraftanlagen

angeschlossen und mehr Strom aus

erneuerbaren Energien kontinuierlich integriert

werden. STEAG hat dazu im Dezember

2018 ein Konzeptpapier vorgestellt

und in die wissenschaftliche und politische

Diskussion eingebracht. Aufbauend

auf der Entwicklungsarbeit des Essener

Energieunternehmens wollen die drei Projektpartner

mit „SteadyWind“ einen Prototyp

schaffen, der anschließend bundesweit

auch an anderen Standorten realisiert

werden kann. Die Projektpartner veranschlagen

ein Investitionsvolumen im mittleren

zweistelligen Millionenbereich. Am

Standort Ullersdorf soll ein Batteriespeicher

mit einer Leistung von 13,2 MW und

einer Kapazität von 79,2 MWh installiert

werden. Als neue Technologie ist eine Natrium-Schwefel-Batterie

(NaS) geplant,

die eine lange Lebensdauer bei einer hohen

Anzahl von Ladezyklen ermöglicht.

Das ist ein klarer Vorteil gegenüber den

bisher verwendeten Lithium-Ionen-Batterien.

(191831620)

LLwww.steag.com

STEAG: EU fördert

20-Millionen-Projekt der

STEAG Fernwärme Essen

• Regierungsvizepräsident Milk: „Ein

deutliches Zeichen für den Klimaschutz

in NRW“

(steag) Mit rund acht Millionen Euro fördert

die Bezirksregierung Arnsberg den

Ausbau des klimafreundlichen Fernwärmenetzes

in Essen. Mit Mitteln aus dem

Förderprogramm „progres.nrw“ wird der

Bau einer neuen Fernwärme-Hauptleitung

ermöglicht: die sechs Kilometer lange Osttrasse.

Die STEAG Fernwärme Essen GmbH

& Co. KG, ein Gemeinschaftsunternehmen

der STEAG GmbH und der Stadtwerke Essen

AG, investiert in den kommenden zwei

Jahren über 20 Millionen Euro in die Erschließung

der östlichen Stadtteile. Über

das neue Rohrleitungsnetz wird in Zukunft

klimafreundliche Fernwärme für rechnerisch

bis zu 20.000 Haushalte verteilt.

Den Fördermittelbescheid überreichte

der Vizepräsident des Regierungsbezirks

Arnsberg Volker Milk am 7. Mai 2019 an

Markus Manderfeld und Tobias Grau,die

beiden Vertreter der STEAG Fernwärme Essen.

„Der Ausbau des Verteilnetzes in Essen“,

so der Regierungsvizepräsident, „ist

ein deutliches Zeichen für die Wärmewende

und den Klimaschutz in Nordrhein-Westfalen.

Die Mittel des Förderprogramms

stammen vom Europäischen Fonds für regionale

Entwicklung (EFRE), die durch das

Land NRW im Rahmen der progres.

nrw-Förderung vergeben werden. Inhaltlich

konzentriert sich die Förderung auf

vier Schwerpunkte: Innovation, Mittelstandsförderung,

Klimaschutz und Stadtentwicklung.

„Mit dem Ausbau des Verteilnetzes werden

wir den Ausstoß von CO 2 -Emissionen

im Osten der Stadt perspektivisch um bis

zu 30 Prozent reduzieren“, sagte Markus

Manderfeld. „Das entspricht circa 11.000

Tonnen CO 2 pro Jahr. Mit der neuen Osttrasse

werden neun Essener Stadtteile ganz

oder teilweise erschlossen: Frillendorf,

Kray, Südostviertel, Huttrop, Bergerhausen,

Rüttenscheid, Stadtwald, Margarethenhöhe

und Bredeney. Dort soll das

Fernwärmenetz in den kommenden 15

Jahren auf 90 Kilometer Länge ausgebaut

werden. Interessenten in den genannten

Stadtteilen können dann die klimafreundliche,

sichere und komfortable Wärmeversorgung

nutzen und die Wärmewende vor

Ort unterstützen.

Fernwärme wird zum größten Teil im umweltschonenden

Verfahren der Kraft-Wärme-Kopplung

erzeugt. Das schont Ressourcen

und leistet einen wesentlichen Beitrag

zur Entlastung der Umwelt. Deshalb bewertet

das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz

(EEWärmeG) Fernwärme so, als

würde die Wärme vollständig aus erneuerbaren

Energien gewonnen.

Stichwort Wärmewende: Die Wärmewende

trägt wesentlich zum Gelingen der Energiewende

in Deutschland bei, da ein großer

Teil des Energieverbrauchs durch die

Erzeugung von Heizungswärme in Haushalten

entsteht. Durch die Wärmewende

soll der Ausstoß vom klimaschädlichen

CO 2 reduziert werden, der zum Beispiel

durch alte Heizungsanlagen entsteht. Wärmewende

ist aktiver Klimaschutz.

(191831617)

LLwww.steag.com

STEAG: EU fördert 20-Millionen-Projekt der STEAG Fernwärme Essen

Strahlende Gesichter bei der Übergabe des Fördermittelbescheids: Regierungsvizepräsident Volker

Milk (Mitte) und die beiden Vertreter der STEAG Fernwärme Essen, Markus Manderfeld (l.) und

Tobias Grau. Foto: Bezirksregierung Arnsberg

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VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

TIWAG setzt

auf Energie der Sonne

(tiwag) Mit einer jährlichen Erzeugung

von rund 600.000 Kilowattstunden (kWh)

zählt die TIWAG zu den größten Produzenten

von Sonnenstrom in Tirol. Eine der

größten Anlagen steht beim Achenseekraftwerk

in Jenbach. Hier hat die TIWAG

vor zehn Jahren den ersten Solarpark

Tirols mit insgesamt drei Photovoltaikanlagen

und einem Jahresenergieertrag

rund 200.000 kWh installiert. Mittlerweile

betreibt der Landesenergieversorger

PV-Anlagen an neun Standorten in Nordund

Osttirol und hat die Errichtung von

über 3.800 privaten PV-Anlagen in Tirol

mit einer jährlichen Gesamterzeugung

von rund 18 Mio. Kilowattstunden finanziell

gefördert.

Tiroler Energieautonomie 2050

„Für das Erreichen der Tiroler Energieautonomie

im Jahr 2050 müssen wir alle in

Tirol vorhandenen, natürlichen Ressourcen

nutzen. Dabei kommt neben dem ökologisch

verträglichen Ausbau der Wasserkraft

der Sonnenenergie eine wichtige

Rolle zu“, betonte Landeshauptmannstellvertreterin

Ingrid Felipe bei einem Lokalaugenschein

in Jenbach: „Unser Landesunternehmen

TIWAG ist hier ein wichtiger

Partner, der mit seinen eigenen Anlagen

sowie speziellen Fördermaßnahmen für

Private diesen Weg aktiv unterstützt.“

Der Strombedarf in Tirol liegt derzeit bei

6,5 Terawattstunden, der Deckungsanteil

der Sonnenenergie beträgt rund ein Prozent.

Die Ziele des Landes sehen vor, den

Anteil der Stromerzeugung aus der Sonne

bis 2050 auf 20 Prozent zu steigern und mit

zwei Terawattstunden rund 400.000 Haushalte

versorgen zu können. Felipe: „Dazu

müssen wir die Photovoltaikanlagen massiv

ausbauen. In Verbindung mit dem notwendigen

Ausbau der heimischen Wasserkraft

wären wir damit von ausländischen

Öl- und Gasimporten unabhängig.“

Erfolgreicher Sonnenstromspeicher

Die TIWAG fördert die Neuerrichtung von

PV-Anlagen < 5 kWp derzeit mit bis zu

400 Euro. Ergänzend dazu gibt es seit

heuer den neuen Sonnenstromspeicher.

Damit kann der überschüssige Strom aus

privaten Photovoltaikanlagen in das öffentliche

Netz eingespeist und später wieder

abgerufen werden. „Die TIWAG verfügt

mit ihren Pumpspeicherkraftwerken

über erhebliche Speicherkapazitäten. Diesen

Vorteil wollen wir auch an unsere

Kundinnen und Kunden weitergeben.

Mittlerweile nutzen bereits zahlreiche,

private PV-Anlagenbetreiber diese effiziente

und günstige Speichermöglichkeit“,

informiert TIWAG-Vorstandsvorsitzender

Erich Entstrasser. (191831420)

LLwww.tiwag.at

VGB Conference

Digitalization

in the Wind Industry

SAVE

THE DATE

23/24 October 2019

Vienna, Austria

Digitalization will enable wind farm

operators to carry out better diagnosis of

system performance, increase asset

availability and thus reduce total costs.

The main topics of this event will therefore

mainly deal with the optimization of wind

turbine operation.

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

Contacts

Ulrich Langnickel

E-mail

ulrich.langnickel@vgb.org

Telephone

+49 201 8128-238

Melanie Schreiner

E-mail

melanie.schreiner@vgb.org

Telephone

+49 201 8128-230

www.vgb.org

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Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

Tiwag: Kraftwerk Tauernbach:

TIWAG erwartet grünes Licht

(tiwag) Die TIWAG plant im Matreier Ortsteil

Gruben die Errichtung eines neuen

Ausleitungskraft-werks. Seit Planungsbeginn

im Jahr 2006 sind mehrere Varianten

intensiv geprüft worden. In enger Zusammenarbeit

mit der Standortgemeinde wurde

2013 das abgestimmte Projekt bei der

zuständigen Behörde eingereicht. Bis Ende

Mai rechnet die TIWAG mit der Zustellung

des Bescheids.

„Unser geplantes Kraftwerk in Osttirol

schafft eine doppelte Wertschöpfung im

Bezirk. Allein im Zuge der Bauphase investieren

wir über 90 Mio. Euro. Zudem wird

der erzeugte Strom in der Region verbraucht“,

betont TIWAG-Vorstandsdirektor

Johann Herdina, der realistischerweise

von Einsprüchen ausgeht. Somit werden

noch weitere Instanzen befasst. Die TIWAG

geht daher von einem Baubeginn frühestens

im Jahr 2023 aus.

Baubeginn frühestens 2023

Der Neubau ist als Ausleitungskraftwerk

mit einer Wasserfassung im Bereich der

Schildal-men und einem Krafthaus direkt

unterhalb der Pumpstation der Transalpine

Ölleitung (TAL) geplant. Der Triebwasserweg

untergliedert sich in zwei Teilbereiche,

einem Druckstollen im oberen Streckenabschnitt

(ca. zwei Kilometer Länge)

sowie einer erdverlegten Druckrohrlei-tung

vom Stollenende bis zum Krafthaus

(ca. sechs Kilometer). Dabei sind

auch zwei Querungen der TAL und des

Tauernbachs erforderlich.

Trotz des geringen Flächenverbrauchs

sind großzügige Ausgleichs- und Minderungsmaß-nahmen,

speziell für die Gewässerökologie,

vorgesehen. Die geplante Bauzeit

beträgt ca. 3,5 Jahre. Nach Fertigstellung

kann die neue Anlage durchschnittlich

85 Gigawattstunden (GWh) Strom produzieren.

Diese Menge entspricht dem jährlichen

Bedarf von über 20.000 Haushalten.

Damit wäre Tauernbach-Gruben nach Amlach

(Regeljahreserzeugung: 219 GWh)

das leistungsstärkste Kraftwerk im Bezirk.

Schwarzach vor Entscheidung

Bei der geplanten Erweiterung des

TIWAG-Wasserkraftwerks Schwarzach

steht unterdessen noch die naturschutzrechtliche

Bewilligung aus. Hier rechnet

die TIWAG ebenfalls mit einer Entscheidung

vor dem Sommer. Durch einen Zubau

beim Krafthaus könnte die Jahresstromerzeugung

von 61 auf 83 Gigawattstunden

gesteigert werden. Auch bei diesem Projekt

werden Beschwerden an das Landesverwaltungsgericht

erwartet. Ein Baustart ist

demnach abhängig vom weiteren Verfahrensverlauf.

Die Projektkosten betragen

rund 17 Mio. Euro. (191831421)

LLwww.tiwag.at

TIWAG verzeichnete 2018

erneuten Gewinnanstieg

(tiwag) Der Gewinn vor Steuern konnte

auf 78,4 Mio. Euro (2017: 75,8 Mio. Euro)

und der Konzernumsatz auf 1.238,7 Mio.

Euro (2017: 1.099,1 Mio.) gesteigert werden.

Beim Konzernergebnis vor Steuern

gab es einen leichten Rückgang auf 86,8

Mio. Euro (2017: 92,4 Mio. Euro). Der

TIWAG-Konzern hat 2018 rd. 215 Mio.

Euro in den Ausbau der für die Versorgung

Tirols mit Strom, Gas und Wärme erforderlichen

Infrastruktur investiert, wovon ein

großer Teil als Wertschöpfung in Tirol verblieben

ist.

Kraftwerksprojekte auf Kurs

„Mit der TIWAG als profitabelstem Landesunternehmen

können wir den Weg in die

Tiroler Energieautonomie aus eigener

Kraft gestalten. Wir wollen uns langfristig

von ausländischen Energieimporten unabhängig

machen, indem wir die eigenen

Ressourcen ausbauen. Mit den laufenden

Kraftwerksprojekten GKI und Kirchbichl

sowie dem geplanten Ausbau im Kühtai

stellen wir die Weichen, um den Standort

Tirol für die Zukunft und die nächsten Generationen

abzusichern“, betont Eigentümervertreter

LH Günther Platter.

Der Jahresabschluss 2018 wurde am

Montag im Rahmen der Hauptversammlung

genehmigt. Dabei wurden auch die

auslaufenden Mandate für Aufsichtsratsvorsitzenden

Reinhard Schretter, seine

zwei Stellvertreter Landesrätin Patrizia

Zoller-Frischauf und Manfred Pletzer sowie

Hannelore Weck-Hannemann um weitere

drei Jahre verlängert. „Ich bin mit dem

eingeschlagenen Kurs unseres Landesunternehmens

sehr zufrieden. Der Aufsichtsrat

leistet mit seiner Arbeit dazu einen

wichtigen Beitrag“, so LH Platter.

Reinhard Schretter: „Der hohe Marktanteil

von rund 85 Prozent im Stammgebiet

unterstreicht die Zufriedenheit der Privatund

Geschäftskunden mit unserem Landesenergieversorger.

Neben dem Kerngeschäft

der sicheren Energieversorgung für

Tirol setzt das Unternehmen auch sehr

stark auf Innovation. So ist die TIWAG

mittlerweile der größte Betreiber von

E-Tankstellen in Tirol. Darüber hinaus bereitet

die TIWAG ein Pilotprojekt für die

Verknüpfung der Infrastrukturen Strom,

Gas, Wärme und Wasserstoff vor.“

„Die gute Bilanz ist vor allem ein Verdienst

unserer kompetenten und engagierten

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter.

Nach wirtschaftlich schwierigen Jahren ist

die TIWAG wieder auf Kurs und schreibt

stabile Gewinne, die wir für den ökologisch

verträglichen Ausbau der Wasserkraft

dringend benötigen. Nach dem letztjährigen

kräftigen Preisanstieg an den Strombörsen

ist die Lage aktuell einigermaßen

stabil. Unter diesen Umständen sind für

2019 keine Strompreiserhöhungen bei den

Standardtarifen vorgesehen“, erklärt

TIWAG-Vorstandsvorsitzender Erich Entstrasser.

Regionale Wertschöpfung

Der TIWAG-Konzern wird heuer mit seinen

über 1.400 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern

rund 281 Mio. Euro in den Ausbau der

Anlagen investieren und damit zu den

größten Arbeitgebern und investitionsfreudigsten

Unternehmen Tirols zählen. Allein

in den letzten zehn Jahren wurden über

1,64 Milliarden Euro investiert. Damit

zählt der TIWAG-Konzern zu den bedeutendsten

Wirtschaftsfaktoren im Land.

(191831422)

LLwww.tiwag.at

Stadtwerke-Kooperation Trianel:

Pionier und Vorreiter für

unabhängige Stadtwerke

• 20 Jahre Trianel: Märkte.Menschen.

Energie.

(trianel) Am 8. Juni 2019 feierte die Stadtwerke-Kooperation

Trianel aus Aachen ihr

20-jähriges Bestehen. Das Jubiläumsjahr

steht unter der Überschrift: Märkte. Menschen.

Energie. „Als Kind der Liberalisierung

hat sich Trianel zu einem der größten

unabhängigen kommunalen Handels- und

Beschaffungshäuser entwickelt und steht

seit 20 Jahren für den Energiemarkt ein.

Möglich gemacht haben unsere Wachstumsgeschichte

vor allem unsere Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter sowie viele Persönlichkeiten

in unserem Gesellschafterund

Kundenkreis. Mit viel Energie wurde

aus einem Handelshaus ein erfolgreicher

Projektentwickler für kommunale Erzeugungsprojekte

und ein Dienstleistungsunternehmen

für Stadtwerke“, stellt Sven

Becker, Sprecher der Geschäftsführung der

Trianel GmbH, anlässlich des Firmenjubiläums

fest.

Dr. Christian Becker: „Trianel hat die

Liberalisierung geprägt“

„Die Idee, die Interessen von Stadtwerken

zu bündeln und gemeinsam neue Herausforderungen

anzugehen, hat sich bewährt.

Sie hat die Grundlage für eine kommunale

Erfolgsgeschichte geschaffen und trägt bis

heute“, hebt Dr. Christian Becker, Vorstand

der STAWAG und Vorsitzender der Gesellschafterversammlung

der Trianel GmbH,

hervor. Gemeinsam mit der ASEAG Energie

GmbH, der früheren Niederrheinwerke

Viersen GmbH (heute Teil der NEW AG,

Mönchengladbach) sowie der niederländischen

Nutsbedrijven Maastricht hat die

STAWAG die heutige Trianel GmbH gegründet.

Die STAWAG ist bis heute einer

der größten Gesellschafter von Trianel.

In den ersten Jahren hat sich Trianel stark

für die Interessen von Stadtwerken für den

freien und unabhängigen Zugang auf den

28


VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

VGB Conference

Chemistry in Power Plants 2019

Location

Congress Centrum

Maritim Hotel Würzburg

Pleichertorstraße

97070 Würzburg

Germany

For participation

Ines Moors | Conference

Phone

+49 201 8128-274

E-mail

vgb-chemie@vgb.org

For exhibition

Angela Langen | Exhibition

Phone

+49 201 8128-310

E-mail

angela.langen@vgb.org

ANNOUNCEMENT

22 to 24 October 2019

VGB’s annual Conference “Chemistry in Power Plants”

will take place in Würzburg/Germany.

The conference is a forum for operators of energy utilities and

industrial power plants. Operating experience will be discussed

and technical developments will be represented in the field of

power plant chemistry.

• The conference turns to all experts regarding the field

of Power Plant Chemistry.

• Conference languages are German and English

with simultaneous translation.

Further Informationen | Programme | Registration

• www.vgb.org/en/chemie_im_kraftwerk_2019.html

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Foto: ©rost9 - stock.adobe.com

www.vgb.org

29


Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

Großhandelsmärkten eingesetzt und die

Liberalisierung des Energiemarkts aktiv

vorangetrieben. „Trianel hat die Liberalisierung

geprägt und immer wieder neue

Impulse in den Markt und für Stadtwerke

gegeben“, so Dr. Christian Becker, der von

2002 bis 2005 selbst das Unternehmen gemeinsam

mit Reinhard Goethe geführt hat.

Dietmar Spohn: „Trianel hat immer

wieder Pionierarbeit geleistet.“

„Pionierarbeit hat Trianel insbesondere bei

der Entwicklung kommunaler Erzeugungsprojekte

geleistet“, hebt Dietmar Spohn,

Sprecher der Geschäftsführung der Stadtwerke

Bochum und Vorsitzender des Aufsichtsrates

der Trianel GmbH, hervor. Er

erinnert insbesondere an die gemeinsame

Entwicklung des ersten kommunalen Gaskraftwerks

in Hamm und den ersten rein

kommunalen Offshore-Windpark Borkum.

„Trianel hat immer Mut und Pioniergeist

gezeigt, natürlich auch beim Bau des Trianel

Kohlekraftwerks Lünen und mit dem

Trianel Gasspeicher Epe. Gerade mit Blick

auf die erfolgreiche technische Umsetzung

dieser Projekte ist es bedauerlich, dass der

wirtschaftliche Erfolg durch politische

Rahmenbedingungen noch nicht zufriedenstellend

sein kann und unternehmerischer

Mut nicht belohnt wird“, so Dietmar

Spohn weiter. In der Projektentwicklung

von Onshore-Wind und PV-Freiflächenanlagen

behaupte sich Trianel sehr gut am

Markt und setze sich regelmäßig bei den

Ausschreibungsverfahren durch. Mehr als

die Hälfte der rund 5 Mrd. Euro, die Trianel

gemeinsam mit Stadtwerken seit 2007 investiert,

fließt in den Ausbau der erneuerbaren

Energien.

Gut aufgestellt

Die Belastungen aus den konventionellen

Erzeugungsprojekten haben Trianel in den

letzten beiden Jahren zu einer umfassenden

Restrukturierung veranlasst, die das

Unternehmen Ende 2018 erfolgreich abgeschlossen

hat. „Trianel hat zwei bis drei

harte Jahre hinter sich. Heute sind wir gut

aufgestellt, um Stadtwerken neue Angebote

für die Digitalisierung der Energiewirtschaft

und den weiteren Ausbau der erneuerbaren

Energien anzubieten“, hebt

Dr. Oliver Runte, Geschäftsführer der Trianel

GmbH, hervor. „So wie Trianel in der

Liberalisierung die Synergien im Handel

für Stadtwerke erschlossen hat, können

wir heute die vielfältigen Möglichkeiten

der Digitalisierung gemeinsam nutzen,

um auch in Zukunft die Wettbewerbsfähigkeit

von Stadtwerken zu stärken“, so

Dr. Oliver Runte.

Aus der Idee der vier Gründungsgesellschafter

die Chancen der Liberalisierung

für Stadtwerke aktiv zu nutzen und ein

eigenes Handels- und Beschaffungshaus

aufzubauen, ist heute ein erfolgreiches

Energieunternehmen geworden, an dem

58 Stadtwerke und kommunale Energieversorgungsunternehmen

aus Deutschland,

den Niederlanden, Österreich und

der Schweiz beteiligt sind. „Aus unserem

Selbstverständnis als Pionier und Innovationstreiber

haben wir gemeinsam mit unseren

Gesellschaftern in der ganzen Trianel-Gruppe

viel erreicht“, betont Sven

Becker. Sukzessive wurden neue Geschäftsfelder

wie die Erzeugung, die Gasspeicherung,

die Direktvermarktung und

neue Geschäftsmodelle für Stadtwerke

aufgebaut. (191831624)

LLwww.trianel.com

RWE: Niederaußem ist

Schauplatz wichtiger

technologischer Fortschritte

• Im Innovationszentrum täglich eine

Tonne Methanol produziert

Neun Partner schließen EU-gefrödertes

Forschungsprojekt ab

(rwe) Nicht nur über Klimaschutz reden,

sondern die hierfür notwendigen Techniken

bis zur Anwendungsreife zu entwickeln,

ist das Ziel der neun europäischen

Partner im Projekt“MefCO 2 – Methanol

fuel from CO 2 “ (auf Deutsch „Methanol-Treibstoff

aus CO 2 “). In den kommenden

Tagen wird der Betrieb der im RWE-Innovationszentrum

errichteten und weltweit

einzigartigen Demonstrationsanlage

abgeschlossen.

Mit der MefCO 2 -Anlage in Niederaußem

wird täglich bis zu einer Tonne Methanol

produziert. Die Zutaten: Rund anderthalb

Tonnen CO 2 , das die CO 2 -Wäsche von RWE

am Standort aus dem Rauchgas des Kraftwerks

Niederaußem abtrennt, und rund

200 Kilogramm Wasserstoff, der mittels

eines Elektrolyseurs mit rund einem Megawatt

elektrischer Leistung aus Wasser gewonnen

wird. Der elektrische Strom für die

Demonstrationsanlage kam aus dem Kraftwerk;

bei künftigen, kommerziellen Anlagen

soll er zunehmend mit regenerativen

Quellen erzeugt werden.

RWE: Niederaußem ist Schauplatz wichtiger technologischer Fortschritte

MefCO 2 Partner Vor Ort in Niederaußem

„Wir haben mit der MefCO 2 -Anlage den

Weg zu einem Verfahren aufgezeigt, das

eine Alternative zur herkömmlichen Methanol-Synthese

aus Erdgas darstellen

kann“, berichtetProf. Dr. Reinhold Elsen,

Leiter Forschung und Entwicklung von

RWE Power. „Es ermöglicht, einerseits aus

dem Rauchgas von Kraftwerken und Industrieanlagen

abgetrenntes CO 2 wieder zu

verwerten und andererseits Strom aus erneuerbaren

Quellen chemisch langfristig

zu speichern. So könnte das Methanol bei

einer ,Dunkelflaute‘ rückverstromt werden.“

Darüber hinaus ist Methanol eines

der wichtigsten Ausgangsprodukte in der

Chemie. Und mehr noch: Methanol dient

heute schon als emissionsarmer Treibstoff

im Transportsektor.

Die EU hat das internationale Projekt

MefCO 2 mit 8,6 Millionen Euro gefördert.

Beteiligt waren das spanische Unternehmen

i-deals, der Anlagenbauer Mitsubishi

Hitachi Power Systems Europe, die Firma

Carbon Recycling International aus Island,

die Universität Genua, die belgische Firma

Hydrogenics, das Staatliche Chemie-Institut

Sloweniens, das Katalyse-Institut aus

der walisischen Hauptstadt Cardiff, die

Universität Duisburg-Essen und die RWE

Power AG.

Bergheims Bürgermeister Volker Mießeler

sagte bei der Veranstaltung in Niederaußem:

„Wir brauchen technologische Alternativen

wie MefCO 2 , mit denen wir den

Übergang von der Braunkohle in die Zeit

danach möglichst smart und verträglich

gestalten können. Und mit denen wir in

Bergheim und in der Region gut aufgestellt

bleiben für die kommenden Entwicklungen.“

„Mit MefCO 2 sind wir dem großen Ziel

einer emissionsarmen, klimafreundlicheren

Energiewelt in Europa ein Stück näher

gekommen. Deshalb ist der Förderbeitrag

der Europäischen Union gut investiert“, bilanzierte

RWE Power-Vorstandsmitglied

Dr. Lars Kulik beim Projektabschluss in

Niederaußem. Er dankte den beteiligen In-

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VGB PowerTech 6 l 2019

Members´News

genieuren und Technikern aus ganz Europa

für ihre Arbeit. „Ich freue mich, dass die

Fachwelt von heute die Grabenkämpfe zwischen

Konventionell und Regenerativ

überwunden hat. Die Ingenieure von heute

vernetzen beide Welten und wollen so Europas

Energiewende im Interesse des Klimaschutzes

langfristig zum Erfolg führen.

Ich bin stolz darauf, dass unser Standort

Niederaußem Schauplatz dieser technologischen

Fortschritte ist.“

MefCO 2 ist Teil des EU-Rahmenprogramms

„Horizon 2020“ und ein SPI-

RE-Projekt. SPIRE steht übersetzt für:

Nachhaltige industrielle Verfahren durch

Rohstoff- und Energie-Effizienz“. Mit SPI-

RE-Projekten soll die Entwicklung von Basistechnologien

und von vorbildlichen Methoden

für großtechnische Produktionsund

Wertschöpfungsketten vorangetrieben

werden. (191831628)

LLwww.rwe.com

Open Season process for

LNG terminal project in

Wilhelmshaven begins

• Market participants can announce their

interest until mid July

• Project for first German LNG terminal

enters a new stage

(uniper) LNG Terminal Wilhelmshaven

GmbH (“LTW”) investigates market participants’

interest in the LNG terminal project

in Wilhelmshaven in a so-called Open Season

process, starting today. LTW will continue

the initiative kicked off by Uniper to

realize the first LNG import terminal in

Germany at the present location.

In order to take part in this Open Season

process, interested parties are being asked

to hand in a written expression of interest

signed by their management, demonstrating

that the party is already active on the

market for liquefied natural gas (LNG) or

intends to do so in the future. After having

concluded a non-disclosure agreement,

LTW will grant access to further details of

the project. Afterwards, the participants

can conclude a still non-binding agreement

(“Heads of Agreement”) with LTW until

the 19 July 2019. The conclusion of binding

contracts is currently planned for mid October

2019.

Within the next three years, LTW plans to

construct an LNG terminal at Germany’s

only deepwater port location and start operations.

It is designed as a so-called FSRU

(“Floating Storage and Regasification

Unit”), a technology which can be realized

most economically and quickly. The nominal

send-out capacity of LNG will be up to

10 bcm per year. The Wilhelmshaven location

offers ideal conditions from both marine

and logistics perspective. Connecting

it to the natural gas transmission grid only

requires a roughly 30 km pipeline to be

built in mainly agricultural setting. LNG

tankers will be able to access the facility

independently of tides, in accordance with

highest international security standards.

Alongside regasification and injection

into the transmission grid, the FSRU shall

offer the possibility for loading LNG onto

bunker barges or tank trucks for road

transport. This makes LNG locally available.

So the Wilhelmshaven terminal can

indirectly contribute to emissions reduction

in shipping and heavy-duty transport.

LNG Terminal Wilhelmshaven GmbH is a

company of the Uniper Group. Uniper is

currently in talks with potential partnering

companies from the natural gas and LNG

industry regarding a majority share in the

terminal company, which shall act as an independent

terminal operator.

LLwww.uniper.energy

lng-wilhelmshaven.com

Vattenfall und GE Renwable

Energy kooperieren beim Einsatz

der derzeit größten Offshore-

Windkraftanlage in Europa

(vattenfall) Vattenfall und GE Renewable

Energy planen gemeinsam den Einsatz der

neuen Windkraftanlage Haliade-X von GE

in Europa. Mit einer Leistung von 12 MW

ist Haliade-X die derzeit größte Offshore-Windkraftanlage

auf dem Markt. Die

Entwicklung und Produktion der

12-MW-Turbine erfolgt überwiegend in

Frankreich. Gemeinsam mit Partnern

nimmt Vattenfall derzeit an der Auktion

um das Offshore-Wind-Projekt „Eliade“ bei

Dünkirchen teil.

„Als führendes Unternehmen der Windbranche

streben wir nach Spitzentechnologie.

Die Zusammenarbeit mit GE Renewable

Energy ermöglicht es uns, bei der Entwicklung

der Windturbinentechnologie

einen Schritt voraus zu sein. Die Größe

und Leistung von Haliade-X 12 MW werden

dabei helfen, die Wettbewerbsfähigkeit

von Offshore-Wind weiter zu verbessern.

Wenn für zukünftige Windparks weniger

Turbinen benötigt werden, wirkt sich

dies auch positiv auf den ökologischen

Fußabdruck solcher Großprojekte aus“,

sagt Gunnar Groebler, Senior Vice President

und Chef des Geschäftsbereichs Wind

von Vattenfall.

Die Zusammenarbeit ist das Ergebnis eines

zwölfmonatigen intensiven Austauschs,

in dem Vattenfall eine eingehende

technische Due Diligence durchführte und

beide Unternehmen gemeinsam an der Anpassung

der Plattform von Haliade-X arbeiteten.

Abschließende Details dieser Zusammenarbeit

werden nun erarbeitet und die

Unternehmen werden im Herbst dieses

Jahres die Betrachtung einzelner Projekte

in der Offshore-Windpipeline von Vattenfall

vertiefen.

„Vattenfall will innerhalb einer Generation

ein fossilfreies Leben ermöglichen. Deshalb

betrachten wir es auch als unsere Aufgabe,

mit unseren Fähigkeiten zur Entwicklung

und Stärkung der Lieferkette in

Europa beizutragen“, so Groebler.

RWE: Niederaußem ist Schauplatz wichtiger technologischer Fortschritte

Neun Partner schließen EU-gefrödertes Forschungsprojekt ab

Fakten

Die 12-MW-Turbine Haliade-X verfügt

über einen Rotordurchmesser von 220 Meter,

ein Rotorblatt allein misst 107 Meter

(es ist damit das längste, das bislang hergestellt

wurde). Eine Haliade-X-Turbine kann

jährlich 67 Gigawattstunden (GWh) grünen

Windstrom erzeugen. Diese Menge

genügt rechnerisch, um damit den Jahresbedarf

von rund 16.000 europäischen

Durchschnittshaushalten zu decken. Im

Vergleich zu konventionell erzeugtem

Strom (nach dem europäischen Strommix)

vermeidet eine Haliade-X Windturbine damit

jährlich knapp 20.000 Tonnen

CO 2 -Emissionen.

31


Members´News VGB PowerTech 6 l 2019

Die Entwicklung und Produktion der neuen

Turbine erfolgt größtenteils in Frankreich:

Die Gondel wird im GE-Werk in Saint

Nazaire montiert. Die Rotorblätter werden

im LM Wind Power-Werk in Cherbourg hergestellt.

GE Renewable Energy plant, den

Haliade-X-Prototyp in diesem Sommer in

Rotterdam zu errichten und die ersten

kommerziellen Einheiten im Jahr 2021

auszuliefern. (191831645)

LLwww.vattenfall.de

VERBUND: Kärntens höchste

Fischtreppe ist in Betrieb

• Feierliche Inbetriebnahme der Fischwanderhilfe

beim VERBUND-Kraftwerk

Edling. In 148 aneinandergereihten

Becken können Fische ab sofort das

Drau-Kraftwerk passieren und in den

Völkermarkter Stausee schwimmen.

Von der Koppe bis zum Hecht bewältigen

Fische dabei einen Höhenunterschied

von mehr als 22 Metern.

(verbund) Nach einjähriger Bauzeit wurde

heute beim Drau-Kraftwerk Edling Kärntens

höchste Fischwanderhilfe feierlich in

Betrieb gesetzt. Fast sechzig Jahre lang bildete

das Kraftwerk Edling für Fische und

andere aquatische Lebewesen eine Barriere

im Fluss. Mit der neuen Fischwanderhilfe

ist ab sofort ein Umschwimmen des

Kraftwerks möglich.

Fische, die etwa zum Laichen drauaufwärts

schwimmen, können über die 650

Meter lange Fischwanderhilfe aus der Drau

in den 22,2 Meter höher gelegenen Völkermarkter

Stausee gelangen. „Die Schaffung

und Vernetzung von Lebensraum ist ein

wesentlicher Beitrag zur Erhaltung und

Verbesserung der Biodiversität in unseren

Gewässern. Seit 2009 haben wir mehr als

1.000 Fischaufstiege errichtet. Die neue Fischwanderhilfe

in Edling wurde mit

450.000 Euro vom Bundesministerium für

Nachhaltigkeit und Tourismus gefördert,“

betont Bundesministerin Elisabeth Köstinger

anlässlich der feierlichen Eröffnung.

„Die heutige Inbetriebsetzung der Fischwanderhilfe

Edling stellt nicht nur eine

gewässerökologische Aufwertung dar, vielmehr

wird ein vor Jahrzehnten aufgetrennter

Lebensraum wieder verbunden“, sagt

Achim Kaspar, im Vorstand der VERBUND

AG für den Bereich Stromerzeugung zuständig:

„Wir sind stolz auf den vielfältigen

VERBUND: Kärntens höchste Fischtreppe ist in Betrieb; v.l.: Michael Amerer (VERBUND Hydro

Power), DI Sabine Käfer (Projektleiterin), Mag. Gisela Ofenböck (Bundesministerium für

Nachhaltigkeit und Tourismus) und Dr. Achim Kaspar (Vorstand VERBUND AG)

Wert der Wasserkraft und stellen besonders

auch hier an der Drau jeden Tag unter

Beweis, dass wir die höchsten Anforderungen

an eine saubere und ökologisch nachhaltige

Stromerzeugung erfüllen.“

Zehn Kraftwerke an der Drau liefern mehr

als die Hälfte des Strombedarfs in ganz

Kärnten

„Wasserkraft ist die bedeutendste Energiequelle

Kärntens. Unsere zehn Wasserkraftwerke

an der Drau bilden das Rückgrat

der Stromerzeugung und liefern mehr

als die Hälfte des gesamten Kärntner Jahresstrombedarfs“,

sagt Michael Amerer,

Geschäftsführer der VERBUND Hydro Power

GmbH, die in Umsetzung der EU-Wasserrahmenrichtlinie

allein in Kärnten bis

zum Jahr 2027 etwa 25 Millionen Euro in

Ökologie-Projekte investieren wird.

650 Meter lange Fisch-Umleitung mit

zwei Tunnels und 24 Ruhepools

Das Kraftwerk Edling wurde von 1958 bis

1962 am Beginn der Schluchtstrecke der

Drau im Jauntal errichtet, weshalb die Planung

und Realisierung der Fischwanderhilfe

das VERBUND-Projektteam vor einige

knifflige Herausforderungen stellte: „Um

den enormen Höhenunterschied von 22,2

Metern abzubauen, mussten zwischen dem

Einstiegs- und Ausstiegsbauwerk 148 einzelne

Standardbecken, 24 Ruhepools sowie

ein Verteilbauwerk mit elf Ausstiegsöffnungen

errichtet werden. Dabei wird

pro Becken eine Wasserspiegeldifferenz

von 15 Zentimetern überwunden“, sagt

VERBUND-Projektleiterin Sabine Käfer.

Außerdem musste die Fischwanderhilfe

die Bundesstraße auf der Dammkrone sowie

die Zufahrtsstraße zum Kraftwerk mit

zwei Tunnelabschnitten unterqueren.

Aufwärts oder abwärts: Fischkamera

dokumentiert jeden einzelnen Fisch

Die Konstruktion ermöglicht eine konstante

Wasserhöhe in der Fischwanderhilfe,

wofür aus dem Völkermarkter Stausee in

jeder Sekunde etwa 450 Liter Wasser in das

Verteilbauwerk strömen. Wie schon beim

Unterlieger-Kraftwerk in Schwabeck wird

auch die neue Fischwanderhilfe in Edling

mit einer Fischkamera ausgerüstet, die im

Rahmen eines umfangreichen Monitoring-Programms

die Funktionstüchtigkeit

wissenschaftlich dokumentieren wird.

Die Gesamtkosten für die Fischwanderhilfe

Edling belaufen sich inklusive Monitoring-Programm

auf etwa drei Millionen

Euro. Land Kärnten, das Bundesministerium

für Nachhaltigkeit und Tourismus sowie

die Europäische Union beteiligen sich

an der Investition in Umsetzung der

EU-Wasserrahmenrichtlinie. Mit der Eröffnung

der Fischwanderhilfe Edling sind nun

bereits sieben der zehn Drau-Kraftwerke

für Fische barrierefrei. Auch die übrigen

drei Kraftwerke werden in den nächsten

Jahren mit modernen Fischwanderhilfen

ausgerüstet. (191831636)

LLwww.verbund.com

32


VGB PowerTech 6 l 2019

Industry News

YEARS

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Industry News VGB PowerTech 6 l 2019

Industry

News

Company

Announcements

Siemens modernisiert

Industriekraftwerk von BASF in

Deutschland mit Kernkomponenten

• Gasturbine eines anderen Herstellers

wird durch SGT-800 ersetzt

• SIESTART-Batteriespeicherlösung für

Schwarzstartfähigkeit

(siemens) Siemens hat von der BASF

Schwarzheide GmbH, einem 100-prozentigen

Tochterunternehmen der BASF SE,

den Auftrag erhalten, das Industriekraftwerk

am Standort Schwarzheide in der

Lausitz mit Kernkomponenten zu modernisieren.

Das sogenannte „Brownfield Exchange“-Projekt

umfasst den Austausch einer

Gasturbine eines anderen Herstellers

durch eine neue hocheffiziente Industriegasturbine

von Siemens sowie den Service

für diese Maschine über 15 Jahre. Hinzu

kommt die Installation einer SIESTART-Batteriespeicherlösung,

die das Anfahren des

gesamten Kraftwerks unabhängig von der

externen Stromversorgung ermöglicht.

Das Gas- und Dampfturbinen(GuD)-Kraftwerk

der BASF in Schwarzheide ging 1994

in Betrieb. Kern der Anlage sind zwei Industriegasturbinen

eines anderen Herstellers

sowie zwei Industriedampfturbinen von

Siemens. Neben Strom liefert die Anlage

vor allem den für die Produktionsanlagen

des Standortes benötigten Prozessdampf.

Im Rahmen der Kraftwerksmodernisierung

wird Siemens eine der beiden bestehenden

Industriegasturbinen durch eine

SGT-800-Gasturbine mit einer Leistung von

57 Megawatt (MW) ersetzen. Durch den

deutlich höheren Wirkungsgrad der neuen

Gasturbine wird für die Produktion der

gleichen Strommenge weniger Erdgas benötigt.

Dadurch sinken Brennstoffkosten

und CO 2 -Emissionen.

„Wir freuen uns darüber, dass BASF bei

diesem Brownfield Exchange Projekt auf

Siemens vertraut“, sagt Thorbjörn Fors,

CEO der Business Unit Service Distributed

Generation and Oil & Gas bei Siemens Gas

and Power. „Die Einpassung der neuen

Gasturbine in die bestehende Anlage und

die übrigen notwendigen Umbaumaßnahmen

erfordern eine komplexe individuelle

Planung und hohe Engineering-Kompetenzen.

Siemens verfügt als einer der wenigen

Anbieter am Markt über alle notwendigen

Fertigungs- und Engineering-Kompetenzen,

um derart anspruchsvolle Projekte zuverlässig

umzusetzen.“

„Wir freuen uns, bei der Modernisierung

unseres Gas- und Dampfturbinenkraftwerks

mit Siemens zusammenzuarbeiten.

Damit setzen wir eine langjährige Partnerschaft

fort“, sagt Jürgen Fuchs, Vorsitzender

der Geschäftsführung der BASF

Schwarzheide GmbH.

Für die SIESTART-Lösung liefert Fluence

Energy, ein Gemeinschaftsunternehmen

von Siemens and AES, ein Batteriespeichersystem.

Dieses stellt sicher, dass das

Kraftwerk jederzeit unabhängig von einer

externen Stromversorgung gestartet werden

kann. Diese sogenannte Schwarzstartfähigkeit

erlaubt es BASF jederzeit das

Kraftwerk anfahren und dadurch Strom

und Prozessdampf produzieren zu können.

Stromerzeuger sind heute mehr als je zuvor

auf eine maximale Verfügbarkeit ihrer

Kraftwerke angewiesen. Neben der Notwendigkeit

der Schwarzstartfähigkeit

müssen sie schnell auf eine schwankende

Stromnachfrage reagieren können. Notfalls

müssen sie auch auf einen Inselbetrieb

umstellen können, um eine unabhängige

Stromversorgung sicherzustellen. Während

moderne GuD-Anlagen bereits hohe

Lastwechsel in nur wenigen Minuten bewältigen

können, erfordern schwankende

Einspeisungen erneuerbarer Energien und

unvorhergesehene Ereignisse noch kürzere

Reaktionszeiten. Diese Bedingungen zu erfüllen

und gleichzeitig Emissionen und

Kosten zu reduzieren, ist eine große Herausforderung.

SIESTART-Hybridlösungen

können als hervorragende Absicherung für

eine sofortige Stromversorgung auf Knopfdruck

dienen und helfen so dabei, die Zuverlässigkeit

der Stromversorgung signifikant

zu verbessern. (191840952)

LLwww.siemens.de/energy

Standardkessel Baumgarte

liefert vier Dampferzeuger

für den Raffineriestandort in

Gelsenkirchen-Scholven

(stb) Die STEAG GmbH setzt für die Ruhr

Oel GmbH ein umfassendes Modernisierungsprojekt

am Raffineriestandort in Gelsenkirchen-Scholven

um. Das Essener

Energieunternehmen baut als Generalunternehmer

eine wirtschaftliche und ressourcenschonende

Dampfversorgung an

einem der größten Raffineriestandorte Europas.

Unterstützung erhält STEAG dabei

von Standardkessel Baumgarte GmbH. Der

Anlagenbauer aus Duisburg liefert vier

energieeffiziente Dampferzeuger.

In Zukunft werden die Dampferzeugung

der Raffinerie vier energieeffiziente

Dampfkessel von Standardkessel Baumgarte

übernehmen. Das Konzept der

STEAG-Ingenieure sieht vor, dass als

Brennstoff vor allem das am Standort anfallende

Raffineriegas genutzt wird. Indem

die Raffineriegase energetisch verwertet

werden, wird die Versorgung der Raffinerie

mit Prozessdampf besonders klimafreundlich

und ressourcenschonend.

„Für Standardkessel Baumgarte geht mit

der Auftragserteilung einer technisch äußerst

anspruchsvollen Anlage in unmittelbarer

Nachbarschaft im Ruhrgebiet - für

einen Kunden Steag in Essen und einen

Betreiber BP in Gelsenkirchen - ein lang gehegter

Wunsch in Erfüllung“ sagt Dr. Siegfried

Scholz, Geschäftsführer der Standardkessel

Baumgarte GmbH.

Die neue Dampfversorgung teilt sich im

Werk Scholven auf zwei Standorte auf,

Nord und Mitte. Jeder dieser Standorte erhält

je zwei Dampferzeuger mit identischen

Auslegungsparametern. Diese werden

dann in die bestehende Raffinerie integriert

und redundant ausgelegt, so dass die

zuverlässige Versorgung mit Dampf jederzeit

gewährleistet ist.

Standardkessel Baumgarte zählt zu den

national und international bedeutenden

Anlagenbauern für moderne Energieanlagentechnik

- speziell für die Bereiche der

Dampf , Wärme- und Stromerzeugung in

Industrie und Gewerbe, für kommunale

Betriebe und Fernwärmeversorgung. Neben

maßgeschneiderten Technologielösungen

entwickelt und realisiert Standardkessel

Baumgarte auch komplette

schlüsselfertige EPC-Lösungen.

STEAG steht seit über 80 Jahren national

und international für effiziente und sichere

Energieerzeugung. Als erfahrener Partner

unterstützt das Unternehmen aus Essen

seine Kunden umfassend auf allen Stufen

der Energieerzeugung. STEAG plant, entwickelt,

realisiert und betreibt hocheffiziente

Kraftwerke und vermarktet deren Nebenprodukte.

Neben maßgeschneiderten

Lösungen im Bereich der Strom- und Wärmeversorgung

bietet STEAG ein breites

Spektrum an Energie- und Ingenieurdienstleistungen.

LLwww.standardkessel-baumgarte.com

Products and

Services

HELICOIL: When SAFETY is

the absolute focus

(boelhoff) To prevent overpressure in reactor

pressure vessels during technical difficulties,

independent safety valves are used.

If the pressure balance is disturbed, the

valves are used to directly channel the

steam into a chamber to condense.

The importance of those safety valves is

therefore accordingly high. In a recent

case, the holding thread of such a valve

was damaged to such an extent that the

whole assembly could have been required

to be changed. The long lead time would

have caused a prolonged plant shutdown

inevitably resulting in high costs.

34


VGB PowerTech 6 l 2019

Industry News

Innovative industries need

innovative partners

Böllhoff created a fast and sustainable solution

providing a specially designed HELI-

COIL. As it is well known, the established

HELICOIL thread inserts create heat-resistant,

high-strength and wear-resistant

precision threads. Therefore, threads reinforced

or repaired using HELICOIL are better

than the original threads for their enlarged

outside surface.

After on-site technical support had been

performed by the fastening technology expert,

an application-oriented solution was

developed: a HELICOIL with special oversize.

As you can expect from an innovative,

certified partner (KTA 1401, AD 2000-

Code W0), for this system solution in the

field of thread technology, the fastener as

well as the assembly tool come from a single

source.

The result speaks for itself: In the presence

of an assessor, the solution was delivered

with special approval and extensive

technical documentation.

LLwww.boellhoff.com

Quadax: Herausforderungen

für Absperrklappen in

Thermosolaranlagen

(mue-coax) Die 4-fach-exzentrische Absperrklappe

des Herstellers „QUADAX“

kommt weltweit in Thermosolaranlagen

zum Einsatz und bietet wichtige Vorteile für

Prozesssicherheit und Wirtschaftlichkeit.

Die Anzahl an Solaranlagen steigt weltweit

an: Wurden Mitte der Achtziger Jahre

in der kalifornischen Wüste die ersten Solaranlagen

mit einer Leistungsfähigkeit

von 350 MW in Betrieb genommen, so erreichen

Solaranlagen dank technischer Innovationen

heute eine Leistungsstärke von

3.000 MW. Die Vorgänge, um gespeicherte

Sonnenenergie auf Trägermedien zu übertragen,

stellen hohe Anforderungen an Material

und Konstruktion sämtlicher Bestandteile

innerhalb der Anlage. Absperrklappen

in den Rohrleitungen steuern den

Durchfluss der Flüssigkeiten. Welche Ansprüche

müssen diese Armaturen erfüllen

und welche signifikanten Vorteile bieten

die Klappen der Marke QUADAX?

Thermosolaranlagen bündeln und reflektieren

das Sonnenlicht mit Hilfe von Spiegeln,

bis das Wärmeträgermedium zum

Zirkulieren gebracht wird. Die thermale

Energie wird auf vakuumisolierte Rohrleitungen

übertragen und die absorbierte Solarenergie

wird via Wärmeaustauscher unter

anderem auf konventionelle Wasserdampfkraftwerke

transferiert, die einen

Generator antreiben. Kosten und Effizienz

von thermischen Solaranlagen hängen dabei

vom verwendeten Trägermedium ab.

Die Nutzung von HTF (Heat Transfer

Fluids) oder Salzschmelze (Molten Salt)

bietet im Vergleich zu Wasser den Vorteil,

dass hohe Drücke und große Rohrleitungsnennweiten

vermieden werden. Allerdings

entstehen durch die Nutzung von HTF oder

Molten Salt sehr hohe Temperaturen und

aggressive Bedingungen in der Anlage.

Aufgrund dieser Bedingungen bedarf es

einer absolut dichten Armatur aus speziellen

Materialien, welche die höchsten Dichtigkeitsanforderungen

am besten erfüllt

und ein besonders kompaktes Design aufweist.

Hier kommen die innovativen QUA-

DAX Absperrklappen ins Spiel!

HTF ist eine Zusammensetzung verschiedener

aus Benzol hergestellter aromatischer

Kohlenwasserstoffe, welche die Wärmeenergie

optimal speichern können.

Nachteilig sind die hohe Toxizität und Aggressivität

des Öls, die zum Verschleiß der

Rohrleitungen führen. Daher bestehen die

verwendeten QUADAX Absperrklappen

aus speziellen Materialien und sind mit einem

innovativen, graphitfreien Dichtsystem

versehen. Zudem kann es ab Temperaturen

von +400 °C zu Leckagen kommen,

die zu Umweltschäden führen können.

Salzschmelze als Trägermedium hingegen

ist ein umweltfreundlicheres und kostengünstigeres

Trägermedium, das bei Temperaturbereichen

bis zu +500 °C eingesetzt

werden kann. Allerdings erfordern Partikel

in der Salzschmelze anspruchsvolle Ventilkonstruktionen,

um Ablagerungen zu vermeiden.

Die innovative, 4-fach-exzentrische Absperrklappe

von QUADAX sorgt mit der Besonderheit

ihrer kreisrunden Dichtgeometrie

mit ringsum identischer Materialstärke

für ein homogenes Zusammenziehen und

Ausdehnen der Dichtung, gerade bei extremen

Druck- und Temperaturschwankungen.

Dabei sind die Absperrklappen absolut

frei von Leckage. Höhere KV-Werte

(Wasserdurchfluss in m 3 /h) und ein reduziertes

Gewicht der Armaturen ermöglichen

einen verringerten Kostenaufwand.

Die Langlebigkeit der Ventile sorgt für geringe

Instandhaltungskosten.

Die jahrelange Erfahrung im Bereich der

Thermosolaranlagen machen QUADAX

zum bewährten Hersteller für höchste

Dichtigkeitsanforderungen bei hundertprozentiger

Leistungsfähigkeit. Die Armaturen

der Marke QUADAX sind auf Prozesssicherheit,

Langlebigkeit und eine hohe

Wirtschaftlichkeit ausgelegt und genießen

weltweit eine hohe Reputation.

(191841004)

LLwww.quadax.de

Neue Berstscheiben für

Dampfkondensatoren

• Einteilige Vollmetall-Umkehr-Berstscheiben

für Anwendungen im

Kraftwerksbereich

(schwing) Wo im Kraftwerksbereich bislang

mehrteilige Berstscheiben aus geschlitzten

Metallfolien, PTFE-Dichtfolien

usw. verwendet werden mussten, profitieren

Anwender nun von einteiligen, vorgekerbten

Vollmetall-Umkehr-Berstscheiben.

Bei der Absicherung von Dampfkondensatoren

im Kraftwerksbereich sind stets

große Nennweiten in Kombination mit

niedrigen Ansprechdrücken und Temperaturen

von über 100 °C gefragt. Bislang

mussten Anwender in solchen Fällen auf

mehrlagig aufgebaute Berstscheiben zurückgreifen.

Nachteil: Konstruktionsbedingt

ist die Herstellung recht aufwendig,

was sie teuer macht. Und ihr Schwachpunkt

liegt in den verwendeten PT-

FE-Dichtfolien.

Ein neues, patentiertes Laserverfahren

ermöglicht es nun, einteilige Berstscheiben

für diese Anwendungen zu produzieren.

Hersteller ist das italienische Unternehmen

Donadon SDD mit Sitz in Mailand, ein

erfahrener Spezialist für Metall-Sicherheitsberstscheiben.

Den Vertrieb der neuen

Produkte übernimmt die deutsche

Schwing Verfahrenstechnik GmbH. Ab sofort

profitieren Anwender von den Vorteilen

der Vollmetall-Umkehr-Berstscheiben

in Nennweiten bis DN 900 und mit Ansprechdrücken

ab 400 mbar ü.

Das patentierte Laserverfahren ermöglicht

es, Edelstahlfolien sehr präzise zu kerben.

„Diese Berstscheiben öffnen in sechs

Teilsegmenten“, erklärt Schwing Geschäftsführer

Ralf Diederichs: „Sie geben

nicht nur den vollen möglichen Querschnitt

frei, sondern, bei gegebenem

Durchmesser, auch die maximal mögliche

freie Abblasefläche. Weitere Vorteile sind

engste Toleranzen und hohe Dauerbelastbarkeiten

der neuen Berstscheiben.“

Durch die Ausführung als Vollmetall-Umkehr-Berstscheibe

ist das Produkt voll vakuumfest

und eignet sich hervorragend für

den Vakuumbetrieb. Ganz nebenbei erreichen

die neuen Berstscheiben somit auch

bei zyklischen oder pulsierenden Betriebsbedingungen

eine lange Lebensdauer.

Ansprechdrücke können mit Genauigkeiten

von bis zu ±5 % eingestellt werden.

Dauerbelastbarkeiten bis 9 % sind ebenfalls

möglich. Die Berstscheiben können auf

Wunsch auch mit einem Signalmelder ausgerüstet

werden. Sie sind zudem so konstruiert,

dass Anwender sie direkt zwischen

Flanschen einbauen können. Überflüssig

werden damit die stets sehr kostspieligen

Halter, die lange Zeit insbesondere bei großen

Nennweiten erforderlich waren.

LLwww.schwing-pmt.de

35


Power News VGB PowerTech 6 l 2019

Power News

Die viertgrößte Volkswirtschaft der

Welt braucht eine sichere und

wettbewerbsfähige

Energieversorgung

• Braunkohlentag 2019/Starker Zusammenhalt

in den deutschen Braunkohlenrevieren

(debriv) Die deutsche Braunkohle wird

weiterhin einen wichtigen Beitrag zum Erhalt

einer sicheren, wirtschaftlichen und

umweltverträglichen Energieversorgung

leisten, erklärte der Vorstandsvorsitzende

des Deutschen Braunkohlen-Industrie-Vereins

(DEBRIV), Dr. Helmar Rendez, anlässlich

des diesjährigen Braunkohlentags in

Köln. Die deutsche Braunkohlenindustrie

fordere Planungssicherheit und politische

Verlässlichkeit bis zu dem von der Kommission

für Wachstum, Strukturwandel und

Beschäftigung vorgeschlagenen Enddatum

für die Kohlennutzung. Bis Ende 2038 muss

die Lebensfähigkeit des Industriezweigs

und der Reviere unbedingt erhalten bleiben,

sagte Rendez. Gegenüber den bisherigen

Revierplanungen bedeuten die Empfehlungen

der Kommission eine deutliche

Verkürzung, was erhebliche Strukturanpassungen

in den Regionen und schwerwiegende

Eingriffe in die Tätigkeit und Planungen

der Unternehmen zur Folge habe.

Rendez appellierte an alle Verantwortlichen,

insbesondere in der Wirtschafts-,

Energie- und Umweltpolitik, die Risiken

von Fehlentwicklungen nicht zu unterschätzen.

Die viertgrößte Volkswirtschaft

brauche gleichermaßen Sicherheit, Wirtschaftlichkeit

und Umweltschutz in der

Energieversorgung. Eine verlässliche

Stromversorgung ohne Unterbrechungen

an 365 Tagen im Jahr benötige verlässliche

Erzeugungskapazitäten wie die Braunkohle

sie seit Jahrzehnten biete. Die gesicherte

Leistung von PV und Wind liege, trotz hoher

und wachsender Einspeisungen, immer

noch zwischen Null und einem Prozent

des Bedarfs. Es sei zudem wenig wahrscheinlich,

dass innerhalb der nächsten

zehn Jahre Speicherkapazitäten für eine

14-tägige kalte Dunkelflaute entwickelt

und bereitgestellt werden können. Bereits

2023 sei jedoch damit zu rechnen, dass die

inländischen Stromerzeugungskapazitäten

nicht mehr ausreichen werden, um

hohe Netzlasten abzudecken.

„Solange wir Braunkohle nutzen, werden

wir einen dämpfenden Effekt auf die

Strompreise haben,“ erklärte Rendez zur

wirtschaftlichen Bedeutung der Stromerzeugung

aus Braunkohle. Gerade in einem

rauer werdenden konjunkturellen Umfeld

werde die Wertschätzung dieses Beitrages

der Braunkohle wieder steigen, sagte Rendez

weiter.

Klimapolitisch hat die deutsche Braunkohle

nach den Worten des DEBRIV-Vorstandvorsitzenden

bereits „geliefert“. Seit

1990 sind die CO 2 -Emissionen der Braunkohle

um rund 50 Prozent gesunken. Auch

in Zukunft bleibe die Kohlenverstromung

„hundertprozentig kompatibel zu den europäischen

Klimaschutzzielen“.

Zukunftsaufgaben angehen

Jetzt gehe es darum, auf einem sicheren

energie- und umweltpolitischen Fundament

die Empfehlungen der Kommission

für Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung

umzusetzen. Der von der Kommission

vorgeschlagene Verzicht auf neue

Tagebaue zur energetischen Nutzung erstreckt

sich, so der DEBRIV-Vorstandsvorsitzende,

nicht auf bestehende Planungen

im Rahmen der Leitentscheidungen oder

Braunkohlenpläne der Länder, auch laufende

oder geplante Umsiedlungen müssen

durchgeführt werden. Keinesfalls dürfen

die Empfehlungen der Kommission durch

neue energie- und umweltrechtliche Eingriffe

unterlaufen werden. Vorzeitige Stilllegungen

müssen angemessen und auf

dem Verhandlungswege entschädigt werden,

das gilt insbesondere auch für die Tagebaue.

Zur Absicherung einer sicheren

und wirtschaftlichen Energieversorgung

hält der DEBRIV realistische Revisionsklauseln

sowie transparente Überprüfungen

der Beschlüsse für unverzichtbar. Um

nachhaltige Perspektiven für die Regionen

zu entwickeln, sei ein aktiver Bergbau als

industrielle Andockstelle von großer Bedeutung.

Rückgänge bei Förderung und

Stromerzeugung

Die inländische Braunkohlenförderung

lag 2018 um 2,9 Prozent unter dem Ergebnis

von 2017. Gefördert wurden insgesamt

166,3 Millionen Tonnen (Mio. t) Rohbraunkohle.

Im Rheinland verringerte sich

die Produktion um 5,4 Prozent auf 86,3

Mio. t. In der Lausitz sank die Förderung

um 0,8 Prozent auf 60,7 Mio. t. Das mitteldeutsche

Revier verzeichnete dagegen einen

Anstieg der Förderung um 2,2 Prozent

auf 19,2 Mio. t. Die Veränderungen entsprechen

weitgehend der Entwicklung bei

den Lieferungen an die Kraftwerke. Die

Stromerzeugung aus Braunkohle betrug

145,5 Milliarden Kilowattstunden, das waren

2,9 Prozent weniger als 2017 und der

sechste Rückgang in Folge. Die Zahl der

Beschäftigten in den Unternehmen der

deutschen Braunkohlenindustrie ging geringfügig

um 0,2 Prozent auf 20.851 Mitarbeiter

und Mitarbeiterinnen zurück.

Im ersten Quartal 2019 war die Braunkohlenförderung

und -lieferung an Kraftwerke

der allgemeinen Versorgung um

knapp 18 Prozent niedriger als im gleichen

Zeitraum des Vorjahres. Es wurden somit

etwa 7 Mio. t weniger CO 2 emittiert. Diese

Entwicklung ist vor allem auf drei Faktoren

zurückzuführen: Die Überführung zusätzlicher

Kraftwerksblöcke in die Sicherheitsbereitschaft,

eine erheblich höhere Windenergieeinspeisung

sowie die Auswirkungen

der Förderreduzierungen als Folge des

Rodungsstopps im Hambacher Forst.

LLwww.debriv.de

Events in brief

FICHTNER Talks 2019

• 24. September 2019,

Villa Levi, Stuttgart

„Systemintegration! - Smarte Wege in

die Energiezukunft“

Die FICHTNER Talks 2019 befassen sich

mit Fragen der Systemintegration auf allen

Ebenen: Technisch, organisatorisch und

methodisch. Sie spannen den Bogen von

zukünftigen Lebensmodellen über technische

und ökonomische Lösungen bis zur

Echtzeit-Energiewirtschaft und diskutieren

dann in parallelen Sessions drei zentrale

Themenfelder „Digitalisierung“, „Sektorkopplung

& Flexibilitätsoptionen“ und

„Geschäftsmodell & Transformation“.

LLwww.fichtnertalks.de

160 Aussteller auf der MSR-

Spezialmesse Südwest

• 18. September 2019 in der

Friedrich-Ebert-Halle in Ludwigshafen

(meorga) Die MEORGA veranstaltet am

18. September 2019 in der Friedrich-Ebert-Halle

in Ludwigshafen eine regionale

Spezialmesse für Mess-, Steuerungs-

und Regeltechnik, Prozessleitsysteme

und Automatisierungstechnik.

160 Fachfirmen, darunter die Marktführer

der Branche, zeigen von 08:00 bis 16:00

Uhr Geräte und Systeme, Engineering- und

Serviceleistungen sowie neue Trends im

Bereich der Automatisierung. 36 begleitende

Fachvorträge informieren den Besucher

umfassend.

Die Messe wendet sich an Fachleute und

Entscheidungsträger, die in ihren Unternehmen

für die Optimierung der Geschäfts-

und Produktionsprozesse entlang

der gesamten Wertschöpfungskette verantwortlich

sind. Der Eintritt zur Messe und

die Teilnahme an den Fachvorträgen sind

für die Besucher kostenlos und sollen ihnen

Informationen und interessante Gespräche

ohne Hektik oder Zeitdruck ermöglichen.

Für das leibliche Wohlergehen

der Besucher sorgen kleine

Snacks und Erfrischungsgetränke, die

selbstverständlich ebenfalls gratis bereitgehalten

werden. (191840934)

LLwww.meorga.de

36


VGB PowerTech 6 l 2019

Simulation von Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen

Simulation des Verhaltens realer

Erzeugungsanlagen in Bezug auf

schnelle Frequenzänderungen

(RoCoF) nach Anforderungen der

aktuellen VDE-AR-N 4120:2018

Melanie Herzig, Bernd-Christian Pago, Christoph Neumann und Jens Paetzold

Abstract

Simulation of the behaviour of real

power generation plants in relation to fast

frequency changes (RoCoF) according to

the requirements of the current

VDE-AR-N 4120:2018

The VDE-application guide VDE-AR-N 4120

implements new requirements from the European

Network of Transmission System Operators

(ENTSO-E) for high voltage on national

level. According to these new requirements,

generating units must withstand a high Rate of

Change of Frequency (RoCoF) without disconnection

from the grid. In this study, typical generating

units used in industrial settings are investigated

regarding their RoCoF withstand

capability to identify the feasibility of the new

requirements. Further investigations show

whether the transient stability of the system is

still guaranteed.

l

Autoren

Melanie Herzig, M.Eng.

Prof. Dr.-Ing. Jens Paetzold

Hochschule Ruhr West

Bottrop, Deutschland

Dipl.-Ing. Bernd-Christian Pago

Dipl.-Ing. Christoph Neumann

Evonik Technology & Infrastructure GmbH

Marl, Deutschland

Einleitung

Bislang stellten die auftretenden schnellen

Frequenzänderungen (Frequenzänderungsgeschwindigkeiten)

für Energieübertragungsnetze

kein erkennbares Problem

dar. Im TransmissionCode 2007 [1] sind

diesbezüglich keine Vorgaben zu finden.

Hier findet der Begriff Frequenzgradient

nur im Zusammenhang mit der Definition

des quasistationären Verhaltens seine Anwendung.

Im Zuge der Veränderung des

gesamten europäischen Energiesystems

wird dieses Thema jedoch immer präsenter.

Immer weniger klassische Synchrongeneratoren

werden in Energieerzeugungsanlagen

eingesetzt. Dagegen steigt die Zahl

der umrichterbasierten Lösungen in Erzeugungsanlagen.

Folglich sinkt der Anteil der

rotierenden Masse im Netz. Als Konsequenz

daraus wird das Netz anfälliger für

Netzfrequenzschwankungen. Diese wirken

sich schneller aus und können gegebenenfalls

zu Überbelastungen von elektrischen

Erzeugungsanlagen führen.

Der Verband europäischer Übertragungsnetzbetreiber

(ENTSO-E) hat daher im

Jahr 2016 für die europäischen Netzbetreiber

die Network Code Requirements for

Generators (RfG) [2] und den Network

Code on Demand Connection (DCC) [3]

erlassen. Die Network Codes enthalten unter

anderem neue Anforderungen an die

Fähigkeiten von Erzeugungsanlagen Frequenzänderungen

ohne Trennung vom

Netz standzuhalten. In der VDE-Anwendungsregel

VDE-AR-N 4120 (TAR Hochspannung)

[4] werden diese Anforderungen

auf nationaler Ebene für Hochspannung

umgesetzt.

Ziel dieser Studie war die Umsetzbarkeit

der neuen Anforderungen an realen, aus

dem industriellen Umfeld stammenden

Anlagen zu überprüfen sowie die Einhaltung

der elektrischen Grenzwerte der Erzeugungsanlagen

am Netz bei Beanspruchung

mit hohen Frequenzänderungsgeschwindigkeiten

zu untersuchen. Ebenso

wurde die Fault-Ride-Through-Fähigkeit

(FRT) und demnach die transiente Stabilität

der Anlagen analysiert.

Untersuchungen der mechanischen Belastungen

des Wellenstranges wurden in diesem

Zusammenhang nicht vorgenommen.

Die Studie wurde durch das Institut Energiesysteme

und Energiewirtschaft der

Hochschule Ruhr West in Kooperation mit

der Evonik Technology & Infrastructure

GmbH durchgeführt.

Rate of Change of Frequency –

RoCoF

Das Problem der sinkenden Massenträgheit

im Netz bei steigendem Anteil von Anlagen

mit erneuerbarer Energieerzeugung

ist nicht neu. Bereits 2014 zeigten Dipl.-

Ing. Marios Zarifakis und Gráinne O’Shea

auf der Konferenz zur Elektro-, Leit- und

Informationstechnik (VGB KELI 2014) eine

Studie aus Irland [5], die die Auswirkungen

des Ausbaus von erneuerbaren Energieanlagen,

im speziellen von Windkraftanlagen,

auf die auftretenden Frequenzgradienten

thematisiert. Ein Ereignis, das

eine erhöhte Änderungsrate der Netzfrequenz

(Rate of Change of Frequency, Ro-

CoF) zur Folge hat, kann zu hohen mechanischen

Belastungen des Wellenstrangs

klassischer Erzeugungsanlagen führen. In

der Auslegung des Wellenstrangs wurden

typischerweise keine schnellen Frequenzänderungen

bedacht. Die übermäßigen

Beanspruchungen können sich daher

negativ auf die Lebensdauer der mechanischen

Komponenten des Generators auswirken.

Als Konsequenz daraus kann das

Fehlerrisiko steigen, was zu höheren Kosten

für Wartung und Instandhaltung der

Anlagen führt.

Die Definition von RoCoF wird unterschiedlich

verstanden. Im einfachsten Fall

ist RoCoF die zeitliche Ableitung der Frequenz

df/dt (B i l d 1 ). Andere Beschrei-

37


Simulation von Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen VGB PowerTech 6 l 2019

Frequenz in Hz

51

0,5

Frequenz f

RoCoF df/dt

0

50

-0,5

49

-1

48

-1,5

47 -2

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5

bungen definieren RoCoF als eine Frequenzänderung

über ein gleitendes Zeitfenster.

Hierbei wird der RoCoF zum

Zeitpunkt t als Quotient aus der Differenz

der Frequenzen zum aktuellen Zeitpunkt t

und zum Zeitpunkt t-Δt und der Breite Δt

des Zeitfensters gebildet. Daraus ergibt

sich ein gemittelter Wert, der zur Glättung

des RoCoF-Verlaufs im Vergleich zur zeitlichen

Ableitung führt.

Anforderungen der VDE-AR-N

4120

Zeit in s

Bild 1. Allgemeiner Frequenz- und daraus resultierender RoCoF-Verlauf.

RoCoF in Hz/s

Der Absatz 10.2.4.3 der TAR Hochspannung

enthält Vorgaben zur Wirkleitungsanpassung

bei Abweichung der Netzfrequenz

von ihrem Nennwert f n = 50 Hz. Bei

Netzfrequenzen außerhalb eines Toleranzbandes

von ±200 mHz um den Nennwert

liegt ein kritischer Systemzustand im Verbundnetz

vor. Um in den Normalbetrieb

innerhalb des Toleranzbandes zurückzukehren,

müssen alle Erzeugungsanlagen

und Verbrauchseinrichtungen im Verbund

zur Stützung der Netzfrequenz beitragen.

Dazu bedarf es einem Maß an Widerstandsfähigkeit

der Erzeugungsanlagen

gegenüber Frequenzänderungen.

Erzeugungsanlagen müssen demnach fähig

sein, schnellen Frequenzänderungen,

also hohen RoCoF-Werten standzuhalten.

Dies darf nicht zu einer Trennung vom

Netz führen. Es ist nachzuweisen, dass die

Bewältigung der folgenden Frequenzänderungsgeschwindigkeiten

für die betrachteten

Erzeugungsanlagen ohne Netztrennung

erfolgen kann:

––

±2,0 Hz/s über ein gleitendes Zeitfenster

von 0,5 s

––

±1,5 Hz/s über ein gleitendes Zeitfenster

von 1,0 s

––

±1,25 Hz/s über ein gleitendes Zeitfenster

von 2,0 s

Zur Umsetzung der Vorgaben hat der ENT-

SO-E je ein Über- und Unterfrequenzprofil

veröffentlicht [6] (B i l d 2 und B i l d 3 ).

Bei den Profilen handelt es sich um theoretische

Profile, die nicht im realen Betrieb

einer Erzeugungsanlage auftreten. Sie stellen

vielmehr eine Hüllkurve für die tatsächlichen

Frequenzverläufe dar. Die Profile

setzen sich aus Teilstücken mit linearer

Frequenzänderung unterschiedlicher

Höhe zusammen.

Neben den Frequenzänderungen müssen

Erzeugungsanlagen auch auftretenden

Spannungsprofilen am Netzanschlusspunkt

standhalten. Im Absatz 10.2.3.2.1

der TAR Hochspannung wird die dazugehörige

FRT-Fähigkeit von Erzeugungsanlagen,

bezogen auf die transiente Stabilität,

beschrieben. Generell gilt, dass Spannungseinbrüche

und darauffolgende Ausgleichsvorgänge

nicht zur Instabilität der

Anlage oder zur Trennung vom Netz führen

dürfen. Dies gilt für Spannungsverläufe,

die oberhalb einer definierten Grenz-

Frequenz in Hz

51,5

51,0

50,0

Bild 2. Überfrequenzprofil [6].

Frequenz in Hz

50,0

49,0

47,5

Bild 3. Unterfrequenzprofil [6].

t

t

t+0,5

t+0,5

t+1,0

kurve [4], die für die Spannung am Netzanschlusspunkt

gilt, liegen. Demnach

müssen Anlagen vom Typ 1 bei einem dreipoligen

Fehler, einem vollständigen Spannungseinbruch

am Netzanschlusspunkt für

mindestens 150 ms standhalten.

Untersuchungsumfang

Diese Studie umfasst die Untersuchung

von vier unterschiedlichen Turbosätzen,

bestehend aus jeweils einem Synchrongenerator

und einer Turbine. Untersucht werden

Synchrongeneratoren verschiedener

Nennscheinleistungen in Kombination mit

Gas- oder Dampfturbinen. Die gasbetriebenen

Turbosätze beinhalten ein Getriebe zur

Drehzahlanpassung. Ta b e l l e 1 gibt einen

Überblick über die untersuchten Turbosätze

und ihre Kenngrößen mit S n als

Nennscheinleistung der Generatoren und

t a als Anlaufzeitkonstante des Turbosatzes.

Die Turbosätze werden auf ihre Fähigkeit

hin untersucht, das Ober- und Unterfrequenzprofil

(B i l d 2 und B i l d 3 ) ohne

Trennung vom Netz oder Auftreten von instabilem

Betriebsverhalten zu durchlaufen.

Es wird beurteilt, ob signifikante elektrische

Kenngrößen, wie der Generatorstrom,

die Generatorspannung, die Wirk- und

Blindleistung des Generators, während

dieser Profile außerhalb von zulässigen Betriebsgrenzen

liegen. Des Weiteren ist jeder

Turbosatz einer Analyse des transien-

Zeit in s

Zeit in s

t+2,0

t+2,0

t+2,5

t+3,0

t+4,5

38


VGB PowerTech 6 l 2019

Simulation von Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen

Tab. 1. Eigenschaften der untersuchten Turbosätze.

Turbosatz

Nennscheinleistung

Generator S n in MVA

Anlaufzeitkonstante des

Turbosatzes t a (P n ) in s

Turbinentyp

A 90 4,97 Dampf

B 48,1 3,26 Dampf

C 60,8 12,56 Gas

D 90 7,85 Gas

aus einer 110 kV Leitung, einem Synchrongenerator,

im Folgenden als Ersatzmaschine

bezeichnet, und einer Last. Die Ersatzmaschine

bildet die Zeitkonstante des Netzes

nach. Über ihre Betriebs- und Regelparameter

sowie die Impedanz der Ersatzleitung

wird die Dynamik des Netzes eingestellt.

Durch Wirkleistungsänderungen im

Ersatznetz wird mit Hilfe der Last der Fre-

ten Verhaltens zu unterziehen, indem ein

vollständiger Spannungseinbruch am

Netzanschlusspunkt für je 150 und 180 ms

realisiert wird.

Alle Untersuchungen werden für drei verschiedene

Netzkurzschlussleistungen am

Netzanschlusspunkt durchgeführt. Der Anfangskurzschlusswechselstrom

I " k beträgt

hierbei 20, 25 oder 40 kA. Um eine umfassende

Aussage zum Verhalten der Erzeugungsanlagen

zu erhalten, werden je Kurzschlussleistung

acht unterschiedliche Arbeitspunkte

des Generators betrachtet.

Dies ergibt insgesamt 24 Arbeitspunkte je

Turbosatz. Von den acht Arbeitspunkten

liegen sieben im untererregten und einer

im übererregten Betriebsbereich. Die

ersten drei Arbeitspunkte sind dem Generatorleistungsdiagramm

entnommen. Sie

entsprechen den Betriebsgrenzen, die

sich bei maximalem Polradwinkel für 100,

90 und 80 % Generatorauslastung ergeben.

Weitere Arbeitspunkte ergeben sich aus

VDE-AR-N 4120:2018-11, B i l d 5 [4]. Das

Diagramm stellt Anforderungen an Erzeugungsanlagen

bzgl. Blindleistungsbereitstellung

am Netzanschlusspunkt dar. Oberer

und unterer Eckpunkt aus Variante 1 im

untererregten Betriebsbereich ergeben

für jeweils 103 kV und 127 kV Netzanschlussspannung

insgesamt vier weitere

Sollpunkte. Das Verhältnis von Blindleistung

und installierter Wirkleistung entspricht

hier gemäß Diagramm einem

Wert von 0,23. Da es sich bei den Blindleistungsangaben

um Mindestanforderungen

handelt, wird der Arbeitspunkt so gewählt,

dass die geforderte Blindleistung

am Netzanschlusspunkt mindestens erreicht

wird.

SG

10,5 kV

Erzeugungsanlage

Maschinentransformator

der Daten wird mit MATLAB [8] realisiert.

Die Daten werden zuvor über die am Institut

Energiesysteme und Energiewirtschaft

der Hochschule Ruhr West entwickelte

Schnittstelle UPIX [9] von PowerFactory

an MATLAB übergeben.

Netznachbildung

Die Untersuchung der Turbosätze erfordert

zunächst die Modellierung eines typischen

Netzes, in dem die Turbosätze betrieben

werden. B i l d 4 zeigt den Aufbau des

nachgebildeten Netzes.

Der Synchrongenerator wird über einen

Maschinentransformator mit dem 110 kV

Netzanschlusspunkt (PCC) verbunden.

Ebenfalls am PCC angeschlossen ist ein Ersatznetz,

das die wesentlichen Aspekte der

Dynamik des Netzes nachbildet. Es besteht

110 kV

Bild 4. Netznachbildung für Simulationsumgebung.

Tab. 2. Parameter zur Auslegung des Ersatznetzes.

Anfangskurzschlusswechselstrom

I k

" in kA

PCC

Kurzschlussleistung

S k

" in GVA

Ersatznetz

110 kV

Leitung

Ersatzmaschine

SG

Last

quenzverlauf des untersuchten Modellnetzes

modelliert.

Der Anfangskurzschlusswechselstrom I " k

am Netzanschlusspunkt bildet die Vorgabe

zur Bestimmung der Ersatznetzparameter.

Das Verhältnis aus Stoßkurzschlussstrom i p

und Anfangskurzschlusswechselstrom I " k

wird annähernd konstant gehalten, um so

ein gleichbleibendes Verhalten des starren

Netzes zu erhalten. Daraus resultiert eine

konstante Nennscheinleistung der Ersatzmaschine

von 1600 MVA. Durch Variation

der Impedanz der Ersatzleitung wird dann

I " k beeinflusst. Ta b e l l e 2 zeigt die geforderten

Werte für I k

", die sich daraus ergebende

Kurzschlussleistung S " k bei einem

Kurzschluss am 110-kV-Netzanschlusspunkt

und die Länge der Leitung, die zum

Einstellen der Werte nötig ist.

Impedanz der Ersatzleitung

in Ω

20 3,8 1,99

25 4,8 1,29

40 7,6 0,24

Methodik

Zur Umsetzung des beschriebenen Untersuchungsumfangs

wird die Netzsimulationssoftware

PowerFactory [7] eingesetzt.

Die Simulationsumgebung bietet die Möglichkeit,

neben konventionellen Lastflusssimulationen,

auch dynamische Ereignisse

in RMS-Simulationen mit nahezu beliebiger

zeitlicher Auflösung und Komplexität

abzubilden. In PowerFactory werden der

Verlauf der Netzfrequenz gemäß der Frequenzprofile

nach ENTSO-E sowie Spannungseinbrüche

am Netzanschlusspunkt

modelliert. Dabei wird das Verhalten der

Turbosätze mithilfe von Simulationen

nachgebildet. Die Auswertung und Analyse

Frequenz in Hz

f(C)

f(B)

f(A)

A B C D E

Zeit in s

Bild 5. Allgemeines Frequenzprofil.

39


Simulation von Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen VGB PowerTech 6 l 2019

Frequenz-Profile

Wie bereits beschrieben, lässt sich die Frequenz

des Netzes über die Last im Ersatznetz

beeinflussen. Eine Reduktion der

Wirkleistung bewirkt eine Anhebung der

Netzfrequenz, eine Erhöhung der Wirkleistung

verringert die Frequenz. Die Nachbildung

der Frequenzprofile aus B i l d 2 und

B i l d 3 kann daher mithilfe von Laständerungen

im Ersatznetz erfolgen. Dazu bietet

die Simulationssoftware die Möglichkeit,

während einer laufenden RMS-Simulation

ein oder mehrere Lastereignisse auszulösen,

mit denen der Wert einer Last verändert

werden kann.

B i l d 5 zeigt ein allgemeines Frequenzprofil,

das aus einer Abfolge mehrerer, zeitlich

versetzter Lastereignisse entsteht. Jede

der Laständerungen zu den Zeitpunkten

t=A bis t=E steht hierbei für eine Änderung

der Steigung des Frequenzverlaufs,

also des RoCoF-Wertes. Um den Frequenzverlauf

in der Software implementieren zu

können, müssen zunächst die Werte der

Laständerungsschritte ermittelt werden,

die die gewünschten Änderungen bewirken.

Dazu dient ein Optimierungsalgorithmus

in MATLAB. Dieser sucht zu Beginn

für den Zeitpunkt t=A den passenden Laständerungsschritt,

so dass zum Zeitpunkt

t=B die Frequenz f(B) mit einer Genauigkeit

von 0,001 Hz erreicht wird. Anschließend

werden nacheinander die benötigten

Laständerungen für alle weiteren Zeitpunkte

bestimmt.

Die Nachbildung des Über- und Unterfrequenzprofils

mithilfe des Optimierungsalgorithmus

wird für jeden eingestellten Arbeitspunkt

der Turbosätze durchgeführt.

B i l d 6 zeigt stellvertretend die nachgebildeten

Verläufe des Über- und Unterfrequenzprofils

in einem Arbeitspunkt des

Turbosatzes A im Vergleich zu den Sollwerten.

Die Detailaufnahme des markierten

Bereichs vermittelt einen Eindruck über

die Genauigkeit der Nachbildung. Eine

Analyse der Abweichung des gesamten

Profils vom Sollprofil für alle untersuchten

Arbeitspunkte ergibt einen maximal auftretenden

Fehler von F=0,025 Hz. Dieser

wird in Anlehnung an die Gaußsche Fehlerquadratmethode

berechnet [10]. Die

Nachbildung der Frequenzprofile mithilfe

der Laständerungsereignisse führt somit

insgesamt nachweislich zu einer sehr

hohen Übereinstimmung mit den Sollprofilen.

Fault-Ride-Through (FRT)-Grenzkurve

Die modellierten Turbosätze wurden anfangs

auf Einhaltung der Forderungen

nach transienter Stabilität am Netz untersucht.

Hierzu wurde die in [4] definierte

Fault-Ride-Through-Grenzkurve zugrunde

gelegt. Die Analyse der FRT-Fähigkeit der

Turbosätze erfolgt in der Simulationsumgebung

durch die Nachbildung eines dreipoligen

Kurzschlusses am 110-kV-Netzanschlusspunkt.

Für jeden Arbeitspunkt der

Frequenz in Hz

52

51

50

49

48

Turbosätze wird je eine FRT-Analyse mit

einer Fehlerklärungszeit von 150 ms und

180 ms durchgeführt. Zudem wird jeweils

die kritische Fehlerklärungszeit ermittelt,

bei der der Turbosatz noch stabil bleibt und

nicht außer Tritt gerät.

Auswertung und Ergebnisse

Um die Auswirkungen der Frequenzprofile

auf das elektrische Verhalten der Turbosätze

zu analysieren, werden die Simulationsergebnisse

auf Über- und Unterschreitungen

von Grenzwerten hin untersucht. Dazu

wird für jede untersuchte Kenngröße der

maximale und minimale Wert ermittelt,

der während einer Simulation auftritt. Die

Werte werden Betriebsbereichen zugeordnet,

die durch die in Ta b e l l e 3 angegebenen

Grenzwerte definiert sind. Die Bereiche

stellen den Normalbereich (grün),

den Grenzbereich (gelb) und den kritischen

Bereich (rot) dar. Für den minimalen

Wert des Generatorstroms I, der Generatorspannung

U und der Wirkleistung P entfällt

der Grenzbereich, da die Grenzwerte

des Grenzbereichs und des kritischen Bereichs

identisch sind. Die oberen Grenzwerte

beziehen sich jeweils auf den Nennwert

der Kenngröße. Die Grenzwerte zur

Beurteilung der Blindleistung Q sind dem

Generatorleistungsdiagramm entnommen.

Dabei entsprechen die Grenzwerte der unteren

Grenzen den Eckpunkten der Stabilitätsgrenze

durch Beschränkung des Polradwinkels

und die oberen Grenzwerte den

Eckpunkten der Stabilitätsgrenze durch

Erwärmung des Läufers.

Zeit in s

Sollwert

Simulation Überfrequenz

Simulation Unterfrequenz

47 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Bild 6. Nachgebildete Verläufe des Über- und Unterfrequenzprofils mit Detailaufnahme.

Tab. 3. Bewertungsschema für die Ergebnisse der RoCoF-Analyse.

Kenngröße

Unterer

kritischer

Bereich

Unterer

Grenzbereich

Normalbereich

Oberer

Grenzbereich

Oberer

kritischer

Bereich

min min max max

I 0 A 0 A I n 2 I n

U 0 V 0 V 1,1 U n 1,4 U n

P 0 W 0 W P n 2 P n

Q

Eckpunkte der Stabilitätsgrenze

durch Beschränkung des

Polradwinkels

(Generatorleistungsdiagramm)

Eckpunkte der Stabilitätsgrenze

durch Erwärmung des Läufers

(Generatorleistungsdiagramm)

Die Turbosätze blieben bei allen Untersuchungen

des RoCoF-Verhaltens stabil.

B i l d 7 und B i l d 8 zeigen die ausgewerteten

Ergebnisse für den Generatorstrom

und die Wirkleistung des Generators während

des Überfrequenzprofils. Die Diagramme

stellen je Turbosatz den maximal

(oberes Band) und minimal (unteres Band)

auftretenden Wert während der Simulation

für jeden der 24 Arbeitspunkte dar. Die

Werte sind farblich den zuvor definierten

Betriebsbereichen zugeordnet.

Die Werte des Generatorstroms liegen für

die Turbosätze A, B und D im Normalbereich.

Bei Turbosatz C liegen die minimalen

Werte knapp an der Grenze zum unteren

kritischen Bereich, erreicht diesen jedoch

nicht. Die maximalen Werte erreichen

den oberen Grenzbereich. Die Turbosätze

A, B und D zeigen in Bezug auf die Wirkleistung

keine Auffälligkeiten. Bei Turbosatz

C liegen die maximalen Werte alle im

oberen Grenzbereich. Die minimalen Werte

der Wirkleistung unterschreiten in einigen

Punkten die Grenze zum unteren kritischen

Bereich und werden somit negativ.

Die auftretende negative Wirkleistung

wird auch als Rückleistung bezeichnet. In

einer typischen Anwendung darf das kurzzeitige

Auftreten von Rückleistung nicht

zum Auslösen des Generatorschutzes führen.

Ein Vergleich mit den Voreinstellungen

eines klassischen Schutzrelais [11] ergibt

ein Auslösen des Generatorschutzes

bei einer Rückleistung von mehr als 1,93 %

von P n für eine Dauer von 10 s. Die Detailanalyse

der Simulationsergebnisse belegt,

dass eine Rückleistung von mehr als

40


VGB PowerTech 6 l 2019

Simulation von Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen

Tab. 4. Ergebnisse der FRT-Analyse bei

minimaler Kurzschlussleistung.

2

Turbosatz

Kritische

Fehlerklärungszeit

(KFKZ) in ms

A 140

B 151

Generatorstrom in p.u.

1.5

1

0.5

0

A

B

Turbosatz

C

D

Bild 7. Ergebnisse des Generatorstroms beim Überfrequenzprofil.

2

1

4

8

24

20

16

12

Arbeitspunkt

C 352

D 159

150 ms nicht erreicht. Die Turbosätze B, C

und D erfüllen die Vorgabe, dabei B sehr

knapp und C mit deutlicher Differenz von

mehr als 200 ms.

Aus den Ergebnissen der FRT-Analyse dieser

Studie lässt sich eine vorhandene transiente

Stabilität aller untersuchter Turbosätze

ableiten. Die Turbosätze erfüllen die

beschriebenen RoCoF-Anforderungen

ohne eine Optimierung der Einstellungen

für die Turbinen- und Spannungsregler.

Grundsätzlich muss die transiente Stabilität

von Turbosätzen auch nach einer Anpassung

der Reglereinstellungen zur Verbesserung

der RoCoF-Fähigkeit gewährleistet

sein. Zukünftig sollte daher immer

eine gemeinsame Betrachtung der Aspekte

RoCoF- und FRT-Fähigkeit geschehen.

Werden Anpassungen in den Reglereinstellungen

vorgenommen, ist eine anschließende

Prüfung der transienten Stabilität

unerlässlich.

Wirkleistung in p.u.

1.5

1

0.5

0

A

B

Turbosatz

Bild 8. Ergebnisse der Wirkleistung beim Überfrequenzprofil.

C

D 1

Arbeitspunkt

1,93 % von P n maximal für eine Dauer von

130 ms auftritt. Das Auftreten der Rückleistung

kann somit als unkritisch bewertet

werden.

Die weitere Auswertung zeigt, dass die

Werte der Generatorspannung für alle Turbosätze

im Normalbereich liegen. Die Werte

der Blindleistung erreichen bei allen

Turbosätzen für einige untererregte Arbeitspunkte

den unteren Grenzbereich.

Der Turbosatz B erreicht im übererregten

Arbeitspunkt den oberen Grenzbereich,

Turbosatz C erreicht hier den oberen kritischen

Bereich. Diese kurzzeitig erhöhten

Werte der Blindleistung des Turbosatz C

können als jedoch unkritisch eingestuft

werden. Eine erhöhte Blindleistungsabgabe

im übererregten Betriebsbereich führt

zu einer Erhöhung der Läufererwärmung,

die sich aber aufgrund der kurzen Zeitdauer

nicht negativ auf den Generatorbetrieb

auswirkt.

Die Auswertung der FRT-Analyse erfolgt

für den aussagekräftigsten der untersuchten

Arbeitspunkte. Der Generator befindet

sich hier im untererregten Betrieb bei maximaler

Wirkleistungsabgabe und minimaler

Netzkurzschlussleistung. Am Netzanschlusspunkt

liegt die maximale Spannung

von 127 kV an ([4], B i l d 5 , Variante 1).

Ta b e l l e 4 gibt für jeden Turbosatz die

erreichte kritische Fehlerklärungszeit

(KFKZ) an. Die Ergebnisse zeigen, dass

Turbosatz A die vorgegebene Zeit von

4

8

24

20

16

12

Zusammenfassung und

Ausblick

Im Rahmen dieser Studie stand insbesondere

die Erfüllung der Anforderungen nach

VDE-AR-N 4120 [4] im Fokus. Alle untersuchten

Turbosätze zeigten während der

Analyse des RoCoF-Verhaltens ein stabiles

sowie akzeptables Betriebsverhalten. Kurzzeitig

auftretende erhöhte Werte der Blindleistung

bei Turbosatz C können als unkritisch

eingestuft werden. Ebenso stellt das

Auftreten von Rückleistung aufgrund der

geringen Auftrittsdauer bei typischer Parametrierung

keine Risiken dar.

Die gewählte Methodik der Wirkleistungsänderung

in einem Ersatznetz führte erfolgreich

zur Nachbildung der Frequenzprofile.

Das RoCoF-Verhalten aller untersuchten

Turbosätze kann als zulässig im

Rahmen der Vorgaben bewertet werden.

Die Ergebnisse der Studie zeigen, dass die

gestellten Anforderungen der VDE-AR-N

4120 an Erzeugungsanlagen bezüglich ihres

RoCoF-Vermögens somit an realen Anlagen

umsetzbar sind.

Durch die FRT-Analyse konnte die transiente

Stabilität aller Turbosätze nachgewiesen

werden. Grundsätzlich wird eine

Betrachtung des RoCoF-Vermögens, vor

allem nach erfolgter Optimierung der

Reglerparameter, in Verbindung mit der

Prüfung der transienten Stabilität empfohlen.

41


Simulation von Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen VGB PowerTech 6 l 2019

Literatur

[1] Verband der Netzbetreiber (VDN) e.V.

beim VDEW, TransmissionCode 2007 – Network

and System Rules of the German

Transmission System Operators, 2007.

[2] COMMISSION REGULATION (EU)

2016/631 of 14 April 2016 establishing a

network code on requirements for grid connection

of generators, 2016.

[3] COMMISSION REGULATION (EU)

2016/1388 of 17 August 2016 establishing a

network code on demand connection, 2016.

[4] Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik

e. V. (VDE), VDE-AR-N

4120 – Technische Regeln für den Anschluss

von Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz

und deren Betrieb, 2018.

[5] M. Zarifakis und G. O’Shea, Rate of Change

of Frequency, in Conference for Electrical

Engineering, C&I and IT in Power Plants,

Landshut, 2014.

[6] ENTSO-E, Rate of Change of Frequency (Ro-

CoF) withstand capability. ENTSO-E

guidance document for national implementation

for network codes on grid connection,

2018.

[7] DIgSILENT GmbH, [Online]. Available:

https://www.digsilent.de/de/powerfactory.

html.

[8] The MathWorks GmbH, [Online]. Available:

https://de.mathworks.com/products/

matlab.html.

[9] T. Post, J. Kitzig und M. Rehm, Universal

Multi-Access PowerFactory Interface for Dynamic

Grid Simulation, in 2018 IEEE PES

Innovative Smart Grid Technologies Conference

Europe (ISGT Europe), 2018.

[10] R. Pfeifer, Effektive Messauswertung mit der

Gauß’schen Fehlerquadratmethode. Einführung

und Beispiele aus der Sportwissenschaft

zur Lösung von komplexen Proben

mit Hilfe von Tabellenkalkulationen, Köln:

Sport und Buch Strauß, 2001.

[11] Siemens, SIPROTEC 4 – Multifunktionaler

Maschinenschutz 7UM62, 2017.

[12] VDE, VDE-AR-N 4120 – Technische Regeln

für den Anschluss von Kundenanlagen an

das Hochspannungsnetz und deren Betrieb,

2018. l

VGB-Standard

KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem

Richtlinie und Schlüsselteil

VGB-S-811-01-2018-01-DE. 8. überarbeitete Ausgabe 2018 (vormals VGB-B 105)

DIN A4, 836 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 490,–, für Nicht mit glie der € 680,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

VGB-S-811-01-2018-01-EN, 8. überarbeitete englische Ausgabe 2018 (vormals VGB-B 105)

DIN A4, 836 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 490,–, für Nicht mit glie der € 680,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

KKS-Schlüsselteil: Funktionsschlüssel, Aggregateschlüssel und Betriebsmittelschlüssel sind als Microsoft Excel ® -Datei verfügbar.

Der VGB-Standard VGB-S-811-01-2018-01-DE wird ergänzt durch den VGB-B 106 und VGB 105.1;

empfohlen werden zudem der VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN und VGB-B 108 d/e.

VGB-Standard

KKS Kraftwerk-

Kennzeichensystem

Richtlinie und Schlüsselteil

8. überarbeitete Ausgabe 2018

(vormals VGB-B 105)

VGB-S-811-01-2018-01-DE

Durch den nationalen und internationalen Normungsprozess wird das Kraftwerk-Kennzeichen-System (nachfolgend

KKS) durch das, auf DIN ISO 81346-10 basierende RDS-PP ® (Reference Designation System – Power

Plants), abgelöst. RDS-PP ® gilt damit „als anerkannte Regel der Technik“ und kann bei der Planung, Errichtung,

dem Betrieb und dem Rückbau von Anlagen der Energieversorgung als eindeutiges Kennzeichnungssystem

angewandt werden.

Bestehende Kraftwerksanlagen, die mit KKS gekennzeichnet sind, werden nicht neu gekennzeichnet. Daraus entsteht die Notwendigkeit,

bei Erweiterungen, Umbaumaßnahmen, leittechnischen Ertüchtigungen usw. weiterhin das KKS zu verwenden.

Der zeitliche Fortschritt erforderte eine inhaltliche Anpassung der KKS-Festlegungen. Die KKS-Richtlinie wurde um Beispiele erweitert und die

KKS-Schlüsselteile aktualisiert. Die in der Richtlinie aufgeführten Beispiele dienen nur zur Erläuterung der aufgestellten Regeln.

Die KKS-Festlegungen als Regelwerk bestehen aus der KKS-Richtlinie und den KKS-Schlüsselteilen.

Die Anwendungserläuterungen (VGB-B 106 Teile A, B1, B2, B3 und B4 für allgemeine Anwendung, Maschinentechnik, Bautechnik, Elektrotechnik

und Leittechnik) und die Begriffszuordnungsliste zum Aggregate- und Betriebsmittelschlüssel (VGB-B 105.1) haben einen Revisionsstand 1988

und werden nicht mehr revidiert.

Die Richtlinie wurde von VGB-Fachgruppe „Anlagenkennzeichnung und Dokumentation“ erarbeitet, in dem Betreiber und Instandhalter sowie

Planer und Hersteller von Kraftwerken gemeinsam tätig sind.

Mit dem KKS werden Anlagen, Anlagenteile und Geräte aller Kraftwerksarten nach verfahrenstechnischen und örtlichen Aspekten gekennzeichnet.

Es gilt für die Fachbereiche Maschinentechnik, Bautechnik, Elektro- und Leittechnik im Rahmen der Planung, Genehmigung, Errichtung,

Betrieb Instandhaltung und Rückbau.

Die Richtlinie legt die Regeln für die Anwendung des KKS fest. Für Anwendungsfälle, die nicht durch diese Regeln abgedeckt werden können,

sind zwischen den Projektbeteiligten zusätzlich Festlegungen zu treffen. Die Richtlinie bietet eine praxisorientierte Checkliste.

* Für Ordentliche Mitglieder (Anlagenbetreiber und -eigentümer) des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.

VGB PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany

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

42


VGB PowerTech 6 l 2019

Verfügbarkeitsoptimierung durch intelligente Zustandsanalyse

Verfügbarkeitsoptimierung durch

intelligente Zustandsanalyse

Thomas Borgmann, Kristin Abel-Günther und Christian Scharfetter

Abstract

Availability optimization through

intelligent condition analysis

Based on the current requirement in the electricity

and heating market, it is necessary for

manufacturers to provide steam turbine sets

with a holistic/ integrativ concept for Effectiveness,

flexibility, availability and service over a

period of more than 10 years.

MAN is implementing this with a range of steam

turbine sets from a modular system, which, supplemented

with maintenance services in the

package, is equipped with a guarantee for the

required availability. To achieve availability

over several years, an irds ® intelligent remote

diagnostics system is used. MAN can look back

on more than 15 years of experience in remote

service support, about 350 systems that are already

equipped with irds ® and that enable automatic

recording, transmission and analysis of

operating data as well as regular and eventdriven

analysis by MAN PrimeServ. The evaluation

is carried out by software developed by the

OEM and based on the use of neural networks.

Triggered by the data analysis and based on the

maintenance planning, MAN provided an optimal

spare parts management to the customer,

the necessary maintenance measures can be

optimally adjusted to the economic requirements

of the customer. The result is a Life Cycle

Management that is designed in line with market

and customer requirements. The required

subcontractors will be coordinated by MAN

if necessary. The power plant operator has

the possibility to obtain an optimal service

from the hand of the OEM for the entire scope

of supply.

l

Autoren

M. Sc. Thomas Borgmann

MAN Energy Solutions

Oberhausen, Deutschland

Dr.-Ing. Kristin Abel-Günther

MAN Energy Solutions SE

Head of Sales Power Generation

Steam Turbines

Hamburg, Deutschland

Dr.-Ing. Christian Scharfetter

MAN Energy Solutions SE, Primeserv

Hamburg, Deutschland

Einfluss der Energiewende auf die

Stromerzeugung

Um den Klimawandel aufzuhalten haben

sich zahlreiche Länder weltweit verpflichtet,

die CO 2 -Emissionen drastisch zu senken.

Für die Stromerzeugung bedeutet

dies, dass der Einsatz von Kohle und Öl

reduziert und die Erzeugung mit regenerativen

Energien stark zugenommen hat und

weiter zunehmen wird. In Deutschland

hatten die Regenerativen Energieträger

nach Angaben des BMWi im Jahr 2017 bereits

33,3 % Anteil an der Bruttostromerzeugung,

wobei Windenergie mit 16,3 %

den höchsten Anteil hatte, gefolgt von Biomassekraftwerken

(6,9 %) und Photovaltaik

(6,1 %).

Bis 2040 erwartet die IEA einen wachsenden

Strombedarf, weltweit um 2,1 % pro

Jahr und in der EU um 0,6 % pro Jahr. In

der EU soll der Zuwachs fast ausschließlich

durch erneuerbare Energien gedeckt werden.

In Deutschland soll 2040 50 % der

Bruttostromerzeugung mit regenerativen

Kraftwerken erfolgen.

Photovoltaik und Windstrom sind tagesund

jahreszeitlichen Schwankungen unterworfen

und insbesondere die Prognose

von Strom aus Windkraft ist mit sehr großen

Unsicherheiten behaftet, so dass der

eingespeiste Windstrom häufig den prognostizierten

Wert stark über- oder unterschreitet.

Der steigende Anteil von volatilen

Einspeisungen aus Wind und Sonne

führt zu Netzengpässen und -schwankungen.

Um die Versorgungssicherheit rund

um die Uhr sicher zu stellen, müssen konventionelle

Kraftwerke, meistens mit

Dampfturbosätzen, schnell Reserveleistung

bereitstellen. Diese neue Fahrweise

stellt hohe Anforderungen an die Auslegung,

Konstruktion und Wartung von

Dampfturbinen. MAN Energy Solutions

stellt Dampfturbinen im Leistungsbereich

von 1 bis 180 MW el her und hat auf die geänderten

Anforderungen durch konstruktive

Maßnahmen und die Entwicklung innovativer

Wartungssysteme reagiert.

Kraftwerke für die Energiewende

Durch die Energiewende werden in Zukunft

andere Kraftwerkstypen für die

Strombereitstellung zum Einsatz kommen.

Die Anzahl großer zentraler Grundlastkraftwerke

wird abnehmen und die Anzahl

von dezentralen Kraftwerken zunehmen.

Innerhalb der Kraftwerke wird eine Kombination

aus verschiedenen Primärenergieträgern

genutzt werden. Die Bedeutung

von elektrischen und thermischen Speichern,

sowie die Verwendung von Strom

für Power to X Technologien oder zu Heizzwecken

wird zunehmen. Die Kopplung

der Sektoren Energieerzeugung, Industrie

und Verkehr und die sich daraus ergebende

komplexe Regulierung der Netze ist in

diesem neuen Konzept von zentraler Bedeutung.

Für Kraftwerke mit Dampfturbinen als ausgleichende

Komponente bedeutet dies allerdings

eine Fahrweise mit schnellen Lastwechseln

und weniger Vollastbetriebsstunden.

Sogar regelmässige Stillstandszeiten

von einigen Stunden bis Tagen können erforderlich

sein.

Optimierte

Instandhaltungsstrategien

Die flexible Fahrweise der Dampfturbine

steht im Zielkonflikt zu höchster Effizienz

und Verfügbarkeit und niedrigen Herstellungskosten.

Es gibt also den Bedarf für eine

Optimierung des Betriebes und des Instandhaltungskonzeptes

mit dem Ziel, den Zustand

der Dampfturbine mit geringem Budget

über viele Jahre zufriedenstellend zu

erhalten und die Verfügbarkeit zu erhöhen.

Ohne Wartung und Instandhaltung steigt

das Ausfallrisiko einer Maschine mit zunehmendem

Alter immer stärker an, da die

Anzahl der Gründe für einen Anlagenausfall

steigt. Die Verfügbarkeit sinkt entsprechend

(B i l d 1 ).

Durch eine geeignete Wartung wird eine

Beschaffenheit nahe dem Neuzustand wiederhergestellt

und die Wartungs-Stillstandszeiten

durch eine entsprechend

hohe Verfügbarkeit überkompensiert. Im

Grundsatz gibt es reactive, präventive, proactive

und Risiko basierte Wartungskonzepte.

Weit überwiegend werden heute

präventive Wartungskonzepte verfolgt, die

nach festgelegten Intervallen kleine und

große Revisionen vorsehen. Der Zustand

der Dampfturbinen wird bei diesen Maßnahmen

überprüft, und notwendige Reparaturen

durchgeführt. Immer häufiger wer-

43


Gewährleistung

Verfügbarkeitsoptimierung durch intelligente Zustandsanalyse VGB PowerTech 6 l 2019

Life-Cycle Model

normaler Betrieb Maßnahmen ?

Ausfallrisiko basierend auf statistischen Daten

Ausfallrisiko, optimiert mit Wartungsstillständen,

Wiederherstellung der Beschaffenheit nahe

dem Neuzustand

Reference VGB-R 115M, 2 nd edition 1993 and further VGB statistics

Bild 1. Lebensdauer und Verfügbarkeit einer Dampfturbine.

Bild 2. Ermittlung von Erwartungswerten.

Plant DCS

Data Collector /

Data Logger

Customer Plant

VPN Box for data

encryption

Customer‘s LAN DSL Router Satellite Modem

Bild 3. irds® intelligent remote diagnostics.

den die präventiven Konzepte ergänzt

durch proactive Ansätze in denen mithilfe

geeigneter Messwerte der Zustand der Maschine

kontinuierlich überwacht und auf

eine Verschlechterung unabhängig von

den festgelegten Intervallen reagiert wird.

Firewall

Internet

zustandsorientierte

Wartung

optimaler Betrieb

Gründe für

Anlagenausfall

Berechnete Erwartungswerte

MAN PrimeServ Network

irds ® Server

Oracle Database

Automated Analysis

Messages to Experts

Experts for

analysis and

consulting

irds ® intelligent remotediagnostics

Eine Alternative zu den konventionellen

Instandhaltungskonzepten mit festen Intervallen

sind intelligente Systeme, die den

aktuellen Zustand der Anlage bewerten

und daraus Empfehlungen für entsprechende

Maßnahmen ableiten. Die Intelligenz

dieser Systeme liegt in der Berechnung

der Erwartungswerte, die im Wesentlichen

von der aktuellen Fahrweise und

den bisher geleisteten Betriebsstunden abhängen

(B i l d 2 ).

Solche Systeme ermöglichen eine flexible

Wartungsplanung, ein optimales Ersatzteilmanagement

und lassen die Berücksichtigung

wirtschaftlicher Rahmenbedingungen

zu. Daher hat MAN Energy Solutions

SE vor mehr als 15 Jahren ein System

zur Überwachung und Bewertung des Anlagenzustandes

entwickelt, dass kontinuierlich

erweitert und modernisiert wird.

Circa 350 Anlagen sind heute bereits mit

diesem System ausgerüstet.

Die zuverlässige Messung, Übertragung

und automatische Speicherung von Daten

ist ein wichtiger Baustein solcher Diagnosesysteme.

Im Rahmen der anlagenspezifischen Konfigurierung

des irds ® -Systems werden die

für eine Zustandsbewertung benötigten

Messstellen festgelegt und identifiziert.

Die Messwerte dieser Messstellen stehen

vor Ort in aller Regel in einem oder mehreren

Prozessleitsystemen (Datengebern)

zur Verfügung, so dass die erforderliche

Messdatenerfassung im Allgemeinen ausschließlich

über Schnittstellen zu diesen

Datengebern erfolgt. Ein mit einem Echtzeit-Betriebssystem

ausgerüsteter Datensammler

kann über unterschiedliche Standard-Schnittstellen

mit den Datengebern

kommunizieren und die aufgezeichneten

Daten über eine sichere Verbindung weiterleiten.

Der Zugriff kann auch zur Fehlerbehebung

oder Parametrierung des Systems

genutzt werden.

Von noch größerer Bedeutung als die Datenbereitstellung

ist die Analyse der Betriebsdaten.

Um Aufschluss über den Zustand

der Turbine zu erhalten reicht es

nicht aus gemessene Daten mit statischen

Werten zu vergleichen, sondern es müssen

zulässige Erwartungswerte ermittelt werden,

die den Lastzustand und die geleisteten

Betriebsstunden einbeziehen. Modelle

für die Errechnung der Erwartungswerte

werden unter Einsatz neuronaler Netze

kombiniert mit konventionellen Berechnungsmethoden

entwickelt (B i l d 4 ).

Die automatische Analyse der Messdaten

erfolgt im Wesentlichen über Schwellwertvergleiche,

die sich aus funktionalen Abhängigkeiten

verschiedener Messgrößen

ergeben und logisch miteinander verbunden

sind. Mit Hilfe der Algorithmen erkennt

man damit grundsätzlich Abweichungen

zwischen aktuellen und erwarteten Messwerten

bzw. Schwellwerten. Das System

bietet die Möglichkeit, sowohl auf archivierte

Daten, die auch Jahre zurückliegen

liegen können, zuzugreifen, um so Bezüge

zu vergangenen Ereignissen herzustellen,

als auch aktuellste Messdaten für eine Expertenbewertung

zur Verfügung zu stellen.

44


VGB PowerTech 6 l 2019

Verfügbarkeitsoptimierung durch intelligente Zustandsanalyse

• Korrelationen werden durch

Ingenieur festgelegt

• Berechnung Erwartungswerte:

(y‘(x(t); p) = p 1 x 1 (t) + p 2 x 2 (t) +

p 3 x 1 (t) x 2 (t) + p 4

• Betriebszustandsabhängig

• Transiente Zustände schwierig

Bild 4. Ermittlung von Erwartungswerten.

• Softwarelösung

• Automatische Ermittlung der

Korrelationen

• Berechnung der Korridore mit

neuronalen Netzen

• Ein Modell für alle

Betriebszustände

• Schmalere Korridore

CEON Benutzeroberfläche möglich werden:

––

Ad-hoc Mitteilungen zur Sicherheit

und Verfügbarkeit

MAN Energy Solutions SE Ingenieure reagieren

auf Anomalien im Betriebsverhalten

und senden Nachrichten, die für

den Kunden sichtbar in der CEON Benutzeroberfläche

erscheinen.

––

Pro-aktive Hinweise zur Instandhaltung

Automatische Hinweise im Vorfeld regulärer

Instandhaltungsmaßnahmen

––

Pro-aktive Hinweise zum Betrieb

MAN Experten geben Hinweise zur Optimierung

des Betriebsverhaltens

––

24/7 technische Unterstützung

Direkter Kontakt zu Remote Service Center

Experten

Ist ein irds ® System installiert kann MAN

das Betriebspersonal durch regelmäßige

Analysen unterstützen, in denen der Zustand

der Maschine ermittelt und dokumentiert

wird. Durch diese kontinuierliche

Bewertung und Dokumentation des

Maschinen-Langzeitverhaltens, insbesondere

im Hinblick auf Veränderungen zum

üblichen Verhalten, werden Unregelmäßigkeiten

frühzeitig erkannt, so dass erforderliche

Maßnahmen zur Störungsvermeidung

rechtzeitig geplant und ergriffen

werden können und so die vorbeugende

Instandhaltung optimal unterstützt werden

kann.

Im Falle einer kurzfristig auftretenden Störung

bietet irds ® dem MAN Energy Solutions

SE-Ingenieuren einen schnellen Zugriff

auf die letzten Messwerte der aus der

kontinuierlichen Betrachtung bekannten

Messstellen und damit die Möglichkeit einer

schnellen Analyse der Störung. Die Erfahrung

zeigt, dass durch den irds ® -

Datenabruf der Informationsaustausch

zwischen Betreiber und MAN Energy Solutions

SE wesentlich verkürzt wird und somit

Störungsursachen sehr viel schneller

eingegrenzt und behoben werden können.

Im Rahmen von Serviceverträgen werden

die Informationen aus dem System irds ® in

Diagnoseberichten verarbeitet. Diese Berichte

enthalten neben der Trenddarstellung

der Betriebsdaten auch Hinweise und

Empfehlungen für den weiteren störungsfreien

Betrieb der Maschinenanlage

(Bild 5).

Wichtige Randbedingungen bei der Konzepterstellung

sind die spezifischen Anforderungen

an die Anlage wie z.B. hohe Verfügbarkeit

oder schnelle Wiederinbetriebnahme.

Eine Berücksichtigung der Kosten/

Nutzenrelation der Instandhaltungs-Maßnahmen

gehört zu einem guten Wartungskonzept.

PrimeServ Assist

Bild 5. Langzeitanalyse der Maschinendaten.

2 nd Generation

Data Logger Connectivity User Interface

Bild 6. Architektur von PrimeServ Assist.

Mehr als 15 Jahre Erfahrung in der Zustandsüberwachung

und der Zusammenarbeit

mit unseren Kunden haben zu einer

Weiterentwicklung von irds geführt. 2019

geht PrimeServ Assist powered by CEON

an den Start (B i l d 6 ).

Die bewährte Kombination aus digitalen

Services und der Expertise in den Köpfen

von Ingenieuren der MAN Energy Solutions

SE geht jetzt in die nächste Generation.

PrimeServ Assist bietet eine Erweiterung

der Leistungen von irds, basierend auf

24/7 Zustandsüberwachung und Datenanalyse,

die im Wesentlichen durch die

Nachricht über Grenzwertverletzung

an nominierten PrimeServ Ingenieur

& Darstellung der Abweichung

mit adams plus

( automatic data analysis and message system )

Betriebswert überschreitet

Erwartungswert

Advanced

Analytics

Remote Service

Center

––

Gemeinsame Benutzeroberfläche

Zugriff auf eine gemeinsame Benutzeroberfäche

für MAN und Anlagenbetreiber

In PrimeServ Assist wurde die Analysefunktion

erweitert. Eine Überwachung der

Maschine 24/7, 365 Tage mit eigens entwickelten

Algorithmen für erweiterte Analysen,

dynamische Threshhold-Beobachtung,

Anomalie Erkennung und Berichterstattung

vorab ist möglich.

Die MAN CEON-Plattform ist eine Cloudbasierte

Kundenoberfläche, auf der Daten

45


Verfügbarkeitsoptimierung durch intelligente Zustandsanalyse VGB PowerTech 6 l 2019

zur Echtzeit-Auswertung des Anlagenverhaltens

über PC oder mobile Geräte zugänglich

ist, so dass Echtzeit-Diagnose und

technischen Support jederzeit möglich ist.

Die Remote Service Center sind an verschiedenen

Standorten weltweit tätig und

mit MAN ES Experten besetzt, um die Kunden

rund um die Uhr aktiv zu unterstützen.

Hier werden Live-Daten von Anlagen im

Feld überwacht und analysiert, um erkannte

Anomalien in wertvolle Hinweise für Betrieb

und Wartung zu übersetzen und diese

im Gegenzug zur Erhöhung der Anlagenverfügbarkeit

und Effizienz bereitzustellen!

Zusammenfassung

Strom aus regenerativen Energien schont

die Ressourcen an fossilen Energieträgern

und verringert die CO 2 Emissionen der

Stromerzeugung. Das ist gut für unsere

Umwelt und wirkt dem Klimawandel entgegen.

Wind- und Solarstrom sind abhängig von

der Jahreszeit und vom Wetter und bieten

somit keine ausreichende Versorgungssicherheit

und führen zu Erzeugungsschwankungen

im Stromnetz. Biomassekraftwerke

und konventionelle Kraftwerke

stehen damit heute vor der neuen Aufgabenstellung

schnell Reservestrom zur Verfügung

zu stellen und leisten einen unverzichtbaren

Beitrag zur Stabilität der Energienetze

der Zukunft.

Die veränderte Fahrweise der konventionellen

Kraftwerke mit schnellen Lastwechseln,

kurzen Anfahrzeiten und ggf. Stillständen

stellen eine hohe Beanspruchung

für die Kraftwerke und insbesondere für

die Dampfturbinen dar. Deshalb kommt

der richtigen, auf den Anforderungen der

Anlage basierten Auslegung und konstruktiven

Ausführung und der sorgfältigen Instandhaltung

große Bedeutung zu. Intelligente

zustandsorientierte Wartungskonzepte

können die Betreiber hier optimal

unterstützen.

MAN-ES als Hersteller von Motoren und

Turbinen hat auf diese neuen Anforderungen

mit seiner neuen Diagnostik-Plattform

PrimeServ Assist für eine verbesserte Nutzung

des erfolgreichen irds ® Systems zur

Unterstützung einer zustandsorientierten

Wartung reagiert. Ausgelöst durch die Datenanalyse

und basierend auf der Wartungsplanung

wird dem Kunden ein optimales

Ersatzteilmanagement zur Verfügung

gestellt, die erforderlichen Wartungsmaßnahmen

können optimal abgestimmt

werden auf die wirtschaftlichen

Anforderungen des Kunden. Es ergibt sich

ein life cylce Management das markt- und

kundengerecht gestaltet ist.

l

VGB-Standard

Guide for the Procurement of Steam Turbine Plants

Ausgabe/edition 2015 – VGB-S-145-00-2015-11-EN

DIN A4, 211 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 280,–, für Nicht mit glie der € 460,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

DIN A4, 211 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 280.–, for non mem bers € 460.–, + VAT, ship ping and hand ling.

With the establishment of the European Single Market it became necessary to create rules for procurement

procedures with which a unification of the rules of competition can be achieved and a possible discrimination

of individual countries or tenderers be prevented. These rules have been laid down for various industry sectors

in the socalled Utilities Directive (Council Directive 93/38/EEC). These procurement rules are legally binding.

Purchasers and contractors of power plant equipment are both subject to the procurement rules which were

established by transposition of the Council Directive into the standard series DIN EN 45510.

This VGB-Standard shall supplement the European Standard “Guide for Procurement of Power Station

Equipment”, EN 45510:1998, intended for the establishment of general and technical terms of contract.

This guide integrates the VDEW Terms of Delivery for Steam Turbines and the collection and evaluation of the

wealth of experience gained with the VGB Guidelines, VGB Recommendations and VGB-Standards PowerTech e.V. Fon: +49 201 8128 – 0 (VGB-R,

Deilbachtal 173

Fax: +49 201 8128 – 302

45257 Essen

www.vgb.org

VGB-M, VGB-S) which, however, cannot completely reflect the state of the art, but were established to the best

of our knowledge and belief.

VGB-Standard

Guide for the Procurement

of Steam Turbine Plants

VGB-S-145-00-2015-11-EN

The procurement criteria to be determined on the basis of technical specifications as early as at the stage of invitation to tender will finally

govern the placing of order. This procedure requires a high quality of the invitation to tender in order to avoid unpleasant surprise or even

legal disputes for violation of procurement rules.

The perceived loss of freedom of choice is only an apparent loss, because the same procurement rules can continue to be used but have to be

clearly defined at a very early stage. This also applies to technical specifications. The VGB Guidelines, VGB Recommendations and VGB-Standards

(VGB-R, VGB-M, VGB-S) can still be referenced and used.

The technical specifications – to be established in due consideration and proper application of the European Standard DIN EN 45510-5-1 –

are only part of the enquiry and shall be supplemented by commercial, contractual and legal stipulations. This means that the invitation to

tender should address and define all aspects of the later delivery contract.

This guide is a non-binding proposal whose application is voluntary. Its application in whole or in part is left to the parties involved and

shall be agreed in each individual case between the purchaser and the supplier.

The variety of the details makes it impossible to deal with each detail in this guide. It may provide only a framework with criteria that

have definitely to be observed in the order to largely exclude later disputes between the contracting parties.

The VGB Guideline VGB-R 145 “Guide for the Procurement of Steam Turbine Plants” was transposed into VGB-Standard VGB-S-145-00

“Guide for the Procurement of Steam Turbine Plants” taking duly into account any changes to rules, guidelines, standards and codes of practice.

VGB PowerTech Service GmbH

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften

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

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

46


VGB PowerTech 6 l 2019

Gasmotorenöle – Alterungsverhalten und die Ölstandzeit in BHKW

Gasmotorenöle – Einflussfaktoren

auf das Alterungsverhalten und die

Ölstandzeit in typischen BHKW-

Anwendungen

Hendrik Karl und Kathrin Kolba

Abstract

GAS engine oils – Factors influencing

the aging behaviour and the oil life in

typical power plant application

Driven by political and economic conditions,

the increasing use of gas engines as a replacement

for gas and steam turbine technology in

industrial and heating power plants is currently

being observed. Among the most important

drivers of this trend are, above all, the charging

for electricity from fossil fuels and the legal requirements

for reducing carbon dioxide emissions.

Gas engines are individually adjustable

compared to turbines and can achieve the required

power within a few minutes. Depending

on the current consumption, a demand-oriented,

flexible energy supply is guaranteed.

Operation in stationary gas engines places special

demands on engine oil. High combustion

temperatures, varying gas qualities and the desired

continuous operation require tailor made

additives and thermally highly stable base oils.

There are demands for enough cleanliness in

the engine, minimal wear and long oil change

intervals in contrast to the lowest possible ash

contents (LowSAPS).

The aim of this contribution is the presentation

of specific properties of gas engine oils compared

to turbine oils with a focus on typical oil

aging processes in internal combustion engines

and expected oil life time. A brief overview of the

recommended oil analysis paired with explanations

on engine and oil condition based on practical

examples serves as an introduction to the

subject of oil monitoring.

l

Autoren

Dipl.-Ing. Hendrik Karl

Fuchs Schmierstoffe GmbH

Anwendungstechnik Industrieschmierstoffe,

Region Nord

Garbsen, Deutschland

Kathrin Kolba (B. Eng.)

Fuchs Schmierstoffe GmbH

Anwendungstechnik Produktmanagement

Automotive I

Mannheim, Deutschland

Einleitung

Getrieben von politischen und ökonomischen

Rahmenbedingungen ist aktuell der

zunehmende Einsatz von Gasmotoren als

Ersatz für Turbinentechnologie in Industrie-

und Heizkraftwerken zu beobachten.

Zu den wichtigsten Treibern dieses Trends

zählen vor allem die Entgeltentwicklung

für Strom aus fossilen Energieträgern und

die gesetzlichen Vorgaben zur Reduzierung

der Kohlenstoffdioxid-Emissionen.

Gasmotoren sind im Vergleich zu Turbinen

individuell regelbar und können innerhalb

weniger Minuten die benötigte Leistung

erreichen. Je nach Stromabnahme wird

eine bedarfsgerechte, flexible Energiebereitstellung

gewährleistet.

Der Betrieb in stationären Gasmotoren

stellt besondere Anforderungen an das Motorenöl.

Hohe Verbrennungstemperaturen,

variierende Gasqualitäten sowie der angestrebte

Dauerbetrieb erfordern eine darauf

abgestimmte Additivierung und thermisch

hoch belastbare Grundöle. Dabei stehen

Forderungen nach ausreichender Sauberkeit

im Motor, minimalem Verschleiß und

langen Ölwechselintervallen im Gegensatz

zu der nach möglichst niedrigen Aschegehalten

(Low SAPS).

Ziel dieses Beitrages ist die Darstellung

spezifischer Eigenheiten von Gasmotorenölen

im Vergleich zu Turbinenölen mit dem

Fokus auf typische Öl-Alterungsprozesse in

Verbrennungsmotoren und zu erwartende

Öleinsatzzeiten. Ein kurzer Überblick zur

empfohlenen Ölanalytik dient als Einführung

in die Thematik der Ölüberwachung.

Unterschiede zwischen Turbinenund

Gasmotorenölen

Turbinenöle dienen vorrangig der Schmierung

mechanischer Komponenten wie z.B.

Lager, Getriebeverzahnungen, des Weiteren

der Kraftübertragung in hydraulischen

Regel- und Steuerelementen, sowie der

Wärmeabfuhr aus temperaturbelasteten

Bauteilzonen. Reduziert man die Betrachtung

auf diese Aspekte, so könnte man zum

Schluss kommen, die Anforderungen an

die Öle in Gasmotoren sollten ähnlich sein.

Im Anforderungsprofil für motorische Anwendungen

darf jedoch keinesfalls der

Kontakt des Öles mit Brennstoff vernachlässigt

werden. Darin besteht im Vergleich

zwischen Turbinenölen und Gasmotorenölen

der dominierende Unterschied. Die

Auswirkungen von Kraftstoffeinträgen in

das Motorenöl, die Agglomeration sauer

wirkender Substanzen und der erhöhte Bedarf

an speziellen Wirkstoffen, um nur einige

zu nennen, führen zu einer vollkommen

anderen Additivierungsstrategie der

Motorenölentwickler. Für den Anlagenbetreiber

werden die Unterschiede deutlich,

wenn man sich die typischen Einsatzzeiten

der Ölfüllungen betrachtet. Erwartbare

Standzeiten von Turbinenölen liegen zwischen

45.000 Einsatzstunden bei hochbelasteten

Gasturbinen bis zu 120.000 Einsatzstunden

in Dampfturbinen. Gasmotorenöle

hingegen erreichen typische Laufzeiten

zwischen 500 und 15.000 Betriebsstunden,

je nach Brennstoffart und Motorenkonfiguration.

Energieerzeugung durch

Gasmotoren

Funktionsweise von Gasmotoren

Die Funktionsweise stationärer Gasmotoren

ist nahezu die gleiche wie die von Automobilmotoren.

Als Kraftstoff fungieren diverse

brennbare Gase, die in die Ansaugluft

eingeblasen, komprimiert und zur

Explosion gebracht werden.

Es wird hierbei zwischen zwei verschiedenen

Zündungsprinzipien unterschieden –

dem Diesel- und dem Ottoprinzip. Beim

selbstzündenden Dieselmotor erfolgt nach

der Kompression des Gas-Luft-Gemischs

eine Initialeinspritzung einer kleinen Menge

flüssigen Kraftstoffs wie beispielsweise

Biodiesel oder Pflanzenöl (ca. 1 bis 5 %).

Man spricht dann von einem Zündstrahlmotor,

der nach Bedarf auch im reinen Dieselprinzip

laufen kann. Diese Motorenart

wird meist von kleinen Herstellern gebaut

und spielt bei der Energiegewinnung eine

eher untergeordnete Rolle. Das zweite

47


Gasmotorenöle – Alterungsverhalten und die Ölstandzeit in BHKW VGB PowerTech 6 l 2019

Prinzip ist der weit verbreitete Gas-Otto-

Motor, bei dem das Gemisch durch einen

Hochspannungsfunken der Zündkerzen

zur Explosion gebracht wird.

Ein häufig eingesetztes Bauteil bei stationären

Gasmotoren ist der Abgasturbolader,

der den Wirkungsgrad deutlich erhöhen

kann. Dabei wird Bewegungsenergie aus

dem Abgas über eine Turbine zurückgewonnen,

um einen über die gleiche Welle

verbundenen Verdichter anzutreiben, der

das Gas-Luft-Gemisch für den Brennraum

vorverdichtet.

Abgasreinigung

Auch bei Gasmotoren gibt es Emissionsgrenzwerte,

die den Einsatz von Katalysatoren

bedingen, um dafür zu sorgen, dass

die schädlichen Abgase aus dem Brennraum

wie Kohlenstoffmonoxid (CO), Stickstoffoxid

(NO x ) oder Formaldehyd noch

weiter reduziert werden und so die Umwelt

weniger belasten.

Man unterscheidet zwischen den folgenden

Katalysatoren:

––

SCR-Katalysatoren (selektive katalytische

Reaktion, englisch: Selective Catalytic

Reduction) und

––

Formaldehyd- bzw. Oxidationskatalysatoren.

SCR-Katalysatoren sorgen durch die selektive

katalytische Reaktion für die Reduktion

von Stickoxiden (4 NH 3 + 4 NO + O 2

4 N 2 + 6 H 2 O) zu harmlosen Bindungen

wie Stickstoff und Wasser. Selektiv bedeutet

in diesem Zusammenhang, dass Reaktionen

wie Schwefeldioxid zu Schwefeltrioxid

weitgehend unterdrückt werden. Als

Reaktionsmittel dient eine Harnstoff-Wasser-Lösung.

Oxidationskatalysatoren sind

besonders bei Biogasanwendungen für die

Einhaltung von Emissionsgrenzwerten

wichtig, da Formaldehyd als Abgas von

biogasbetriebenen Stationärmotoren zu

Geruchsbelästigung führt und es als giftig

sowie krebserregend eingestuft ist. Oxidationskatalysatoren

binden Formaldehyd

ebenso wie einen Teil des im Abgas vorhandenen

Kohlenmonoxids. Formaldehyd

(CH 2 O) wird dann zu Wasser und CO 2 umgesetzt.

Wirkungsgrade

Die Wirkungsgrade von Gasmotoren erreichen

schon Werte bis knapp 50 % (B i l d 1 )

und jährlich kommen optimierte Produkte

auf den Markt. Durch die technischen Entwicklungen

der letzten Jahre werden heute

stationäre Gasmotoren gebaut, die pro Einheit

den Strombedarf von 20.000 europäischen

Durchschnittshaushalten decken

können. 1

Durch Kraft-Wärme-Kopplung können bei

der Stromerzeugung Wirkungsgrade von

1 https://www.innio.com/images/medias/

files/170/j920flextra_brochure_en_2018_

screen.pdf

Konventionelles System: Brenngas 100 %

40 % Strom bis zu 60 % Verluste

0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 %

Kraft-Wärme-Kopplungs-System: Brenngas 100 %

40 % Strom bis zu 50 % nutzbare Wärme

über 40 % und Gesamtwirkungsgrade von

bis zu 90 % erzielt werden, sofern der produzierte

Strom und die generierte Wärme

sofort verbraucht werden. Lange Übertragungswege

oder Speicher mindern den

Wirkungsgrad.

Brenngase und deren Zusammensetzung

In den verschiedenen Anwendungsfällen

der Block-Heiz-Kraft-Werke (BHKW) können

unterschiedliche Brenngase Verwendung

finden (Ta b e l l e 1 ). Als Brenngas

bezeichnet man die für den Gasmotorenbetrieb

geeigneten Gasgemische, die sich in

Zusammensetzung, Heizwert und Klopffestigkeit

unterscheiden. Bei Erdgas liegt

die Methanzahl beispielsweise bei 70 bis

10 %

Verluste

0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 %

Bild 1. Systemvergleich konventioneller Kraftwerke zu Gasmotorentechnologie.

Tab. 1. Brenngastypen und deren wichtige Eigenschaften.

Brennstoffgas

Methanzahl

(MZ)*

Verunreinigungen/

Schadstoffe

Erdgas MZ: 70-90 nicht vorhanden

sehr sauber

Biogas MZ: ≥ 100 Schwefel- und

Silikonverbindungen

Deponiegas MZ: 100-160 Chlor-, Fluor-, Schwefelund

Siliziumverbindungen

Klärgas MZ: 100-150 Schwefel- und

Siliziumverbindungen

Grubengas

(CMM)**

MZ: 95-100

Schwefel- und

SiIiziumverbindungen

90, was im Vergleich zu 100 bis 160 bei

Sondergasen wie Bio-, Deponie-, Klär- oder

Holzgas zu einer erhöhten Klopfgefahr

führt.

Die Gasqualität und -zusammensetzung

kann während des Betriebs variieren. Das

kann unter normalen Umständen durch

ein angepasstes Anlagen- und Motorenmanagement

kompensiert werden. Werden

durch große Schwankungen der Inhaltstoffe

die negativen Eigenschaften verstärkt,

kann es zu Einschränkungen der

Lebensdauer, der Zuverlässigkeit und der

Effizienz des Motors kommen.

Brennrespektive Treibgase setzen sich aus

Hauptkomponenten, die die nötige Energie

für den Verbrennungsprozess liefern, oder

Auswirkungen auf die

Motorbetriebsbedingungen/Schmieröl

• Gefahr des „Kiopfens“ bei MZ < 75.

• Klopfen (Frühzündung) führt zu

Beschädigungen der Motorenbauteile

und verringert die Öllebensdauer

• Verringerung der alkalischen

Ölreserve (abrasiver Verschleiß)

• Korrosiver Verschleiß

• Verringerung der alkalischen Ölreserve

• Silizium in der Brennkammer und

Ablagerungen am Auslassventil

• Abrasiver Verschleiß

• Korrosiver Verschleiß

• Verringerung der alkalischen Ölreserve

• Silizium in der Brennkammer und

Ablagerungen am Auslassventil

• Abrasiver Verschleiß

• Korrosiver Verschleiß

• Silizium in der Brennkammer

• Abrasiver Verschleiß

Holzgas MZ: 120-140 Teer, Holzessig • Gas wird vor Brennkammer gereinigt,

sodass keine Verunreinigungen in

Kontakt mit dem Schmierstoff

kommen.

* MZ >100, durch inerte Gase, die nicht an Verbrennung teilnehmen

** CMM- Coal Mine Methane= Gas aus aktiven Bergwerken

48


VGB PowerTech 6 l 2019

Gasmotorenöle – Alterungsverhalten und die Ölstandzeit in BHKW

die Verbrennungseigenschaften direkt beeinflussen

(Methanzahl), und Begleitstoffen,

die z.T. Rückstände aus der Gaserzeugung

oder Verunreinigungen darstellen,

zusammen.

Die Hauptkomponenten bestimmen die für

den physikalischen Motorbetrieb relevanten

Treibstoffeigenschaften (Klopffestigkeit,

Heizwert, Verbrennungsluftverhältnis,

Verbrennungstemperatur, laminare

Flammengeschwindigkeit, Zündgrenzen).

Hierzu gehören folgende Stoffe:

––

Methan (CH 4 ) ist der wichtigste Träger

für Brennwert und Energiegehalt des

Brenngases. Methan wird als sehr klopffest

bezeichnet. Die Klopffestigkeit wird

durch die Methanzahl (MZ) angegeben,

wobei Methan mit einer MZ von 100 als

klopffest bezeichnet wird.

––

Eine MZ von 0 beschreibt eine klopffreudige

Verbindung wie beispielsweise mit

Wasserstoff (H 2 ). Wasserstoff (H 2 ) senkt

somit die Methanzahl des Gasgemisches.

––

Höhere Kohlenwasserstoffe (C n H m mit n

> 1 und m = 2n+2) wie beispielsweise

Propan (C 3 H 8 ) oder Butan (C 4 H 10 ) sind

sehr instabil und verstärken das Klopfen.

––

inerte Gase wie Stickstoff (N 2 ) und Kohlenstoffdioxid

(CO 2 ). Sie nehmen nicht

aktiv an der Verbrennung teil, aber steigern

die Methanzahl.

Das Klopfen ist bei Verbrennungsmotoren

eine unkontrollierte Verbrennung oder

eine frühe Selbstentzündung des Kraftstoffes.

Die Folgen einer solch klopfenden Verbrennung

sind extreme mechanische und

thermische Belastungen, die zu schweren

Motorschäden führen können. Begleitstoffe

sind im Regelfall im ppm-Bereich auftretende

Verunreinigungen, die energetisch

nicht zum Verbrennungsprozess beitragen.

Im Gegensatz zu den Hauptkomponenten

sind die Wirkungen von Spuren- oder Begleitstoffen

erst nach einer gewissen Laufzeit

des Motors zu beobachten. Sie können

die Zuverlässigkeit und Lebensdauer des

Motors wesentlich beeinflussen.

Als Begleitstoffe können Chlor (Cl), Fluor

(F), Schwefel (S) oder Schwefelwasserstoff

(H 2 S), Ammoniak (NH 3 ), Silizium

(Si) oder Staub genannt werden. Die Auswirkungen

dieser Verunreinigungen sind

abhängig von der vorhandenen Menge im

Motorraum während des Betriebs

(B i l d 2 ). Je niedriger der Heizwert eines

Brenngases ist, desto höher ist die Menge

des im Verbrennungsprozess genutzten

Gases und desto größer ist auch der Anteil

der Verunreinigungen.

Schmierstoffe für stationäre

Gasmotoren

Einfluß der Begleitstoffe auf Motor und

Schmieröl

In BHKW-Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung

ist der Gehalt von Schwefelverbindungen

im Abgas ein wichtiger Aspekt.

Änderungen der Versäuerung bei unterschiedlichen Brenngastypen -

gleiches Öl, gleiches Motorenmodell

4

Säurezahl

3

2

1

0

Sondergas

500 1.000 1.500 2.000

Erdgas

Betriebsstunden/Motorenöl

Bild 2. Einfluss von Brenngas auf Ölversäuerung und Öleinsatzzeit.

Schwefelverbindungen reagieren zu

schwefliger und Schwefelsäure, sobald sie

den Taupunkt im Abgaswärmetauscher unterschreiten

und kondensieren zusammen

mit Wasser aus. Sie verursachen Korrosion

und bilden aggressive Ablagerungen, die

die Lebensdauer der Wärmetauscher reduzieren

und deren Effizienz vermindern.

Schwefelkomponenten sind für die Reduzierung

des Wartungsintervalls des Motorsystems

verantwortlich, da sie beispielsweise

Korrosionsverschleiß bewirken. Höhere

Schwefelgehalte führen zu kürzeren

Ölwechselintervallen, da die alkalische

Reserve, d.h. das Säureneutralisationspotential

des Motorenöls, schneller verbraucht

wird. Der Halogenanteil in Deponiegasen,

der hauptsächlich aus Chlor- und

Fluor-Verbindungen besteht, trägt zu einem

zusätzlichen Korrosionsverschleiß

bei. Silikon-organische Verbindungen werden

aus der Zersetzung von Materialien

aus Seifen und Waschmitteln gebildet. Diese

Silikon-Verbindungen oxidieren während

der Verbrennung zu Siliziumoxid

(SiO 2 ) oder Silikaten (Si x O y ), die wiederum

harte mineralische Ablagerungen bilden.

Diese bis zu mehreren Millimeter dicken

Ablagerungen häufen sich besonders

im Brennraum und an den Auslassventilen.

In bestimmten Fällen sind sie auf den Oberflächen

der Abgaskatalysatoren zu finden

und können Leistung verringern. Diese Ablagerungen

werden so hart, dass sie häufig

nur durch chemische oder mechanische

Hilfsmittel entfernt werden können. Lösen

sie sich während des Betriebes von metallischen

Oberflächen, sind oft gravierende

Schäden an Kolben, Zylinderlaufbüchsen

und Auslassventilen die Folge.

Nicht nur Schwefelverbindungen, sondern

auch Halogen- und Silizium-Verbindungen

haben negative Auswirkungen auf Katalysatoren.

Oxidationskatalysatoren können

durch chemische Vergiftung der katalytischen

Oberflächen stark beschädigt werden.

Die Metalle und Schwermetalle deaktivieren

die katalytische Wirkung und reduzieren

so die Betriebslebensdauer. Auch

eine mechanische Deaktivierung durch

Absetzten verschiedener Verbindungen auf

der aktiv-katalytischen Oberflächen ist ein

Problem. Formaldehydkatalysatoren, die

heutzutage in Biogasanlagen verwendet

werden, reagieren noch leichter mit diesen

Begleitstoffen. Um eine einwandfreie

Funktion und Lebensdauer des Formaldehydkatalysators

zu gewährleisten, muss

das verwendete Biogas so gereinigt werden,

dass es eine ähnlich niedrige Konzentration

von Spurenelementen wie Erdgas

aufweist. Der Aktivkohlefilter als Reinigungsmethode

vor der Brennkammer eignet

sich beispielsweise sehr gut zur Entschwefelung.

Es muss hierbei aber beachtet

werden, dass es bei Ausfällen des Entschwefelungsprozesses

kurzfristig zu sehr

hoher Konzentration von Schwefelverbindungen

im Motor kommen kann. Dadurch

wird das Schadensrisiko an empfindlichen

Bauteilen signifikant erhöht.

Anforderungen an Gasmotorenöle

Die allgemeinen Aufgaben von Motorenölen

müssen auch von Gasmotorenölen

erfüllt werden. Zu diesen zählen:

––

Verschleißschutz

––

Wärmeabfuhr durch Ableiten der Reibungs-

und Verbrennungswärme

––

Korrosionsschutz

––

Transport der leistungssteigernden Additive

an die beanspruchten Oberflächenareale

(z.B. Antiverschleißadditive)

––

Reinigung und Schmutztragefähigkeit

––

Abdichten zwischen Brennraum und

Kurbelgehäuse

––

innere Reibung möglichst geringhalten

Aufgrund anderer Bedingungen im Betrieb

von Gasmotoren unterliegen Gasmotorenöle

noch weiteren Anforderungen.

Der Einsatz von Gasmotoren in Blockheizkraftwerken,

auf Deponien, in Klär- und

Biogasanlagen ist gekennzeichnet von Dau-

49


Gasmotorenöle – Alterungsverhalten und die Ölstandzeit in BHKW VGB PowerTech 6 l 2019

erbetrieb nahe der Höchstleistung des Motors.

Die hohe Klopffestigkeit der Brenngase

führt im Gasmotor zu sehr hohen Nutzdrücken,

die wiederum zu sehr hohen

Verbrennungstemperaturen führen. Die

Folge ist eine verstärkte Bildung von NO X ,

das mit dem eingesetzten Motorenöl reagiert

und zu dessen Oxidation sowie Nitration

führt, verbunden mit einem Anstieg

der Viskosität.

Weiterhin besteht durch die Bildung organischer

und anorganischer Säuren die Gefahr

einer Ölversäuerung, die korrosiven

Verschleiß im Ölkreislauf begünstigt. Folgende

besonderen Anforderungen stellen

sich daher an das Gasmotorenöl:

––

hohe thermische Stabilität,

––

hohe Alterungsbeständigkeit und

––

gutes Neutralisationsvermögen (alkalische

Reserve).

Herausforderungen in der

Formulierungsstrategie

Die Eigenschaften eines Motorenöls werden

durch die verwendeten Grundöle

undAdditivkomponenten geprägt, die genauestens

aufeinander abgestimmt sein

müssen. Das Grundöl trägt maßgeblichen

Anteil an der thermisch-oxidativen Stabilität

und der Nitrationsstabilität. Die alkalische

Reserve wird durch geeignete Additive

gewährleistet. Hier kommen hauptsächlich

Detergentien zum Tragen, die beispielsweise

aus Kalziumverbindungen bestehen.

Diese spielen eine wichtige Rolle bei der

Vermeidung von Ölkohleablagerungen an

Kolbenringen, Nuten und Stegen der Kolben.

Die Ablagerungen können schleifend

auf die Zylinderlaufbuchsen wirken und zu

Spiegelflächenbildung führen. Detergentien

sind ebenso für das Neutralisationsvermögen

bzw. die alkalische Reserve (ausgedrückt

in der Basenzahl, TBN-Total Base

Number) eines Motorenöles verantwortlich.

Sie Verlangsamen die Übersäuerung des

Öles und schützen dadurch vor korrosivem

Verschleiß im Ölkreislauf. Ein höherer Anteil

an Detergentien bzw. Kalziumverbindungen

bewirkt sowohl eine bessere Motorsauberkeit

als auch eine höhere TBN. Detergentien

können nicht unbegrenzt zugegeben

werden, da sie z.B. den nicht gewünschten

Anteil an Sulfatasche (SA) erhöhen.

Die Sulfatasche eines Motorenöles entsteht

aus bestimmten, im Öl enthaltenen Additivkomponenten,

den so genannten Aschebildnern.

Aschebildner beeinflussen die

Motorensauberkeit, das Neutralisationsvermögen,

die Alterungsbeständigkeit und

die Verschleißschutzeigenschaften des

Öles. Das Element Zink ist eines dieser

Aschebildner und wird in herkömmlichen

Motorenölen in Form metallorganischer

Wirkstoffverbindung (ZnDTP-Zinkdialkyldithiophosphat)

eingesetzt. Es sorgt hier

für einen hohen Verschleißschutz sowie

gute Antioxidationseigenschaften. Allerdings

gelangt dieses Additiv aufgrund der

mit Öl benetzten Zylinderlaufbuchsen in

Kolbensauberkeit

Verschleiß- und Korrosionskontrolle

Ölwechselintervalle

Positiv

Bild 3. Zielkonflikt in Formulierungsstrategie.

den Brennraum des Motors. Dort entstehen

bei der Verbrennung Aschekomponenten,

die Ablagerungen an Kolben, Zylinderkopf,

Ventilen sowie im Katalysator zur

Folge haben. Diese Ablagerungen sorgen

für Verschleiß von Bauteilen und führen

langfristig zu Leistungsverlusten und verkürzten

Laufzeiten des Motors.

Je höher der Anteil an ZnDTP, desto höher

sind Verschleißschutz und Antioxidationseigenschaften

– jedoch auch der Anteil an

gebildeter Sulfatasche.

Der so entstehende Konflikt lässt sich deutlich

erkennen (B i l d 3 ): Große Anteile an

Detergentien und ZnDTP im Öl sorgen für

ein großes Neutralisationsvermögen, guten

Verschleiß- und Korrosionsschutz, Kolbensauberkeit

und hohe Alterungsbeständigkeit,

haben jedoch gleichzeitig einen

steigenden Sulfataschebeitrag zur Folge.

Da vom Motorenhersteller je nach Brenngastyp

verschiedene Maximalgehalte Sulfatasche

bildenden Bestandteilen empfohlen

bzw. vorgeschrieben werden, können

die einzelnen Eigenschaften des Öles nur

begrenzt optimiert werden. Deshalb ist es

wichtig, unter Beachtung der jeweiligen

Anwendungskonfiguration das am besten

geeignete Gasmotorenöl auszuwählen.

Beim Betrieb von Motoren mit Brenngasen

niedriger Schadstoffbelastung (z.B. Erdgas)

werden in der Regel aschearme (SA <

Konventionelle

Technologie

DETERGENTIEN =

METALLORGANISCHE

WIRKSTOFFE

SULFATASCHE

Negativ

Ablagerungen

(Brennraum/

Kat/Wärmetauscher)

abrasiver

Verschleiß

0,5 Gew.-%) Motorenöle von den Motorenherstellern

empfohlen. Hier ist eine gute

Motorsauberkeit wichtiger als ein noch

besseres Neutralisationsvermögen. Beim

Betrieb mit Brenngasen erhöhter Schadstoffbelastung

wie z.B. Schwefel, Chlor

und Fluor werden hingegen meist Motorenöle

mit höheren Sulfataschegehalten

(maximal 1 Gew.-%) zugelassen, um das

Neutralisationsvermögen zu stärken und

dadurch längere Ölwechselintervalle zu

erreichen. Um den Konflikt zwischen Detergentien

und Sulfatasche zu lösen, setzen

Schmierstoffhersteller verschiedene Technologien

ein.

Vorteile zinkfreier Additivsysteme

In B i l d 4 sind in stark vereinfachter Weise

zwei Formulierungstechnologien illustriert.

Der linke Tropfen verdeutlicht hierbei

die herkömmliche Formulierungstechnologie,

der rechte die von FUCHS entwickelte,

zinkfreie LowSAPS-Technologie

– jeweils in Bezug auf aschebildende Komponenten

und TBN-Beitrag. Das Tropfenvolumen

stellt den Sulfataschebeitrag jeder

Formulierung dar. Um einen Performancevergleich

zwischen den beiden

Technologien zu ermöglichen, ist das Volumen

beider Tropfen identisch. Der Beitrag

an Sulfatasche bei beiden Formulierungstechnologien

wurde auf 0,7 Gew.-% festgelegt.

Der wesentliche Unterschied zwi-

TITAN GANYMET ULTRA

0,7 Gew.-% SA* ≈ 6,5 TBN 0,7 Gew.-% SA* ≈ 8,5 TBN

Zn = SA*

Ca = TBN + SA*

Ca = TBN + SA*

Ca = TBN + SA*

*SA = Sulfatasche

Bild 4. Schematische Darstellung erhöhter basischer Reserve bei zinkfreier Additivierung.

50


Ölanalysewert

VGB PowerTech 6 l 2019

Gasmotorenöle – Alterungsverhalten und die Ölstandzeit in BHKW

schen den beiden Additivtechnologien besteht

darin, dass in der zinkfreien

Formulierung das Zink durch speziell angepasste

Kalziumverbindungen ersetzt

wurde. Dabei ist der Anteil nur insoweit

erhöht, dass der gewünschte Sulfataschegehalt

von 0,7 Gew.-% nicht überschritten

wird. Die Erhöhung des Anteils an Kalziumkomponenten

wirkt sich zudem positiv

auf das Neutralisationsvermögen aus, das

um ca. 25 % gesteigert ist. Um die notwendigen

Verschleißschutz- und Antioxidationseigenschaften,

für die bisher das Zink

verantwortlich war, auch in der neuen Formulierung

beibehalten zu können, wurden

völlig neuartige, aschefreie Additive eingesetzt.

Der große Vorteil dieser neuen Additive

besteht darin, dass sie den Sulfataschebeitrag

nicht beeinflussen und somit

eine nahezu unbegrenzte Zugabe möglich

ist. In Folge der neuen Formulierung können

Verschleißschutz- und Antioxidationseigenschaften

nicht nur beibehalten, sondern

sogar deutlich verbessert werden.

Erfahrungen haben gezeigt, dass wesentliche

Unterschiede in der Morphologie

(Struktur) der Aschezusammensetzungen

erkennbar sind. Ascheablagerungen, die

bei der Verbrennung aus Kalzium entstehen,

sind weicher als jene, die Zinkverbindungen

beinhalten.

Zinkfreie Sulfatascheablagerungen führen

zu signifikant weniger abrasivem Verschleiß

und lassen sich im Vergleich zu

zinkhaltigen Ablagerungen besser und einfacher

ablösen. Das führt zu einer höheren

Sauberkeit des Brennraums und weiniger

Aufwand bei der Motorenwartung.

––

Aufgrund des höheren Neutralisationsvermögens

(ca. 25 % mehr TBN) bei gleichem

Sulfataschegehalt können deutlich

längere Ölwechselintervalle realisiert

werden.

––

Im Umkehrschluss sinkt unter Beibehaltung

des TBN-Wertes der Sulfataschegehalt,

die Motorsauberkeit wird sichtbar

erhöht.

––

Deutlich verbesserter Verschleißschutz

und höhere Oxidationsstabilität aufgrund

neuartiger Additive, die keine Sulfatasche

bilden und dadurch in höherer

Konzentration eingesetzt werden können.

––

Aufgrund zinkfreier Ascheablagerungen

spürbar geringerer abrasiver Verschleiß

sowie höhere Motorsauberkeit.

Ölanalysen zur Überwachung des

Zustandes von Schmierstoff und

Motor

Bei Inbetriebnahme eines Gasmotors werden

die Ölwechselintervalle zunächst gemäß

den Betriebsstoffvorschriften des Motorenherstellers

festgelegt.

Die Schmierölstandzeit und damit verbunden

notwendigen Ölwechselintervalle sind

abhängig von:

BeprobungsintervaII

Jeweilige Analyseergebnisse

Bild 5. Zusammenhang zwischen Beprobungs- und Ölwechselintervall.

Grenzwerte

Einsatzzeit

––

Gasqualität,

––

Schmierölqualität,

––

Umgebungsbedingungen und

––

Betriebsweise des Motors.

Daher ist es erforderlich, den Zustand des

Motorenöles durch regelmäßige Gebrauchtölanalysen

zu überwachen und die

Wechselintervalle individuell für jeden

Motor festzulegen (B i l d 5 ). Um optimale

Aussagen treffen zu können, sollten folgende

Parameter unbedingt bestimmt werden:

––

Viskosität (40 °C und 100 °C) Zunahme

durch Ölalterung

––

Viskositätsindex

––

Basenzahl (TBN)

––

Säurezahl (SZ)

––

ipH-Wert

––

IR: Oxidation, Nitration, Sulfation

––

Wassergehalt

––

Additiv- und Verschleißelemente sowie

Verunreinigungen: Blei, Eisen, Zink, Silizium,

Aluminium, Kupfer, Chrom, Zinn,

Magnesium, Nickel, Molybdän, Natrium,

Kalzium, Phosphor, Barium, Bor, Mangan,

Titan

Regelmäßigen Gebrauchtölanalysen liefern

Hinweise, wie schnell und in welcher

Weise sich die Schmierölqualität und der

Motorenzustand verändern. So kann

z.B. auf Abweichungen der Gasqualität

oder der Betriebsweise des Motors entsprechend

schnell reagiert werden. Ein verschleißarmer

Langzeitbetrieb bei minimierten

Betriebskosten wird so gewährleistet.

Gründe für den Wechsel des Motorenöls

sind hauptsächlich:

––

inakzeptabler Viskositätsänderung

––

zu starke Versäuerung (ipH-Wert, TAN,

TBN)

––

Überschreitung der Grenzwerte für Additiv-

und Verschleißelemente (Si, Fe,

etc.)

––

zu viel Verunreinigungen, ungelöste

Stoffe

––

zu starke Ölalterung/Oxidation

Um optimale Aussagen treffen zu können,

sollten alle Parameter aus Ta b e l l e 2 untersucht

werden. Die angegebenen Warnwerte

können als erste Orientierung für

eine kritische Entwicklung dienen. Konkrete

Werte sind vom jeweiligen Motorenhersteller

in technischen Anweisungen je nach

Motortyp und Gasart vorgegeben. Wichtig

ist die ganzheitliche Betrachtung des

Schmierstoffs durch Experten.

Zusammenfassung

Prognostizierbares

Ende der Einsatzzeit

einer Ölfüllung

Tab. 2. Zu überwachende Parameter für

Gasmotorenöle und typische

Warnwerte.

Messwert

Grenzwert

Viskosität bei 100 °C 12-18 mm 2 /s

Basenzahl (TBN)

Säurezahl (AN)

ipH-Wert 4

IR-Oxidation

IR-Nitration

> 2 mgKOH/g

~ aktuelle TBN

(mgKOH/g)

20 A/cm

20 A/cm

Glykol 0,05 %

Wassergehalt 0,2 %

Verschleißmetalle

Eisen

Blei

Aluminium

Zinn

Chrom

Kupfer

Natrium

Silizium

20 ppm

20 ppm

15 ppm

5 ppm

5 ppm

15 ppm

20 ppm

15 ppm

(bei Sondergasen)

200 ppm

Im Vergleich zu Turbinenölen erfordert der

Einsatz von Gasmotorenölen eine Anpassung

der Wartungs- und Instandhaltungsstrategie

in Industriekraftwerken. Spezifische

Herausforderungen an Gasmotorenöle

aufgrund der Brenngaseinflüsse und

motorenbezogene Überwachungsvorschriften

der Hersteller führen zu Änderungen

begleitender Laboranalytik. Erreichbare

Öleinsatzzeiten für Gasmotorenöle sind

signifikant kürzer im Vergleich zu denen

der Turbinenöle.

l

51


CFD-Analyse und Optimierung bei einem Multi-Fuel-Brenner für Hüttengase VGB PowerTech 6 l 2019

CFD Analyse und Optimierung bei

einem Multi-Fuel-Brenner für

Hüttengase

Roland Eisl und Hannes Lippert

Abstract

CFD analysis and optimization of a

multi-fuel burner

Blast furnace gas is a by-product in the process

of iron making and is utilized as a fuel in power

plants. Due to its low heating value special requirements

for the burner design are necessary.

The design of a multi-fuel burner for blast furnace

gas, coke oven gas and natural gas is an

even more challenging task. In an existing power

plant those multi-fuel burners show malfunctions

for certain load cases. Asymmetric flames

and incomplete burnout are observed, which

decrease the plant’s efficiency. Further, increased

maintenance is necessary due to soot

depositions as well as deformation and destruction

of baffle plates and burner lances.

CFD studies were conducted to identify the key

problems of the current burner set up. Measures

were derived from the simulation results to find

an optimized burner set up. Further CFD studies

were taken out to examine the effects of the

optimizations.

The results of the CFD simulations reveal an insufficient

mixing of combustion air and blast

furnace gas. Hence, incomplete burnout of the

blast furnace gas occurs. According to the simulation

results the deduced optimizations lead to

significant increase in blast furnace gas burnout.

l

Die voestalpine ist ein weltweit führender

Technologie- und Industriegüterkonzern,

der qualitativ hochwertige Stahlprodukte

für die Automobil-, Hausgeräteindustrie

sowie Luftfahrt-, Öl- und Gasindustrie herstellt.

Am Standort Linz betreibt das Unternehmen

ein integriertes Hüttenwerk in

dem alle zur Stahlherstellung notwendigen

Prozesse an einem Standort zusammenwirken.

Die im Hüttenwerk anfallenden

Prozessgase aus Kokerei, Hochofen und

Stahlwerk werden in einem eigenen Kraftwerk

verfeuert. Mittels mehrerer Kraftwerksblöcke

wird so ein Großteil der benötigten

elektrischen Energie sowie Industriedampf

und Fernwärme bereitgestellt.

Die größte Blockanlage ist der 2010 in Betrieb

genommene Block 07. Diese Anlage

besteht aus einem Naturumlaufkessel und

einer Dampfturbine mit einer elektrischen

Leistung von 163 MW. Die Feuerungsleistung

des Kessels beträgt 385 MW. Die Feuerungsanlage

besteht aus sechs sogenannten

„Multi-Fuel-Brennern“, die auf drei

Ebenen angeordnet sind. Über jeden Brenner

können sämtliche Brennstoffe, die an

dieser Anlage verfügbar sind, verfeuert

werden. Zum einen ist dies ein Mischgas

aus Gichtgas und unterschiedlichen heizwertstärkeren

Gasen aber auch Kokereigas,

Erdgas und Öl, die in allen gewünschten

Mengenkombinationen verfeuert werden

können. Die Detailoptimierung der

Brenner erfolgte während der Inbetriebnahme.

Hier galt es vor allem, die optimale

Luftvertrimmung von Kern- zu Stufenluft

und die der einzelnen Brennerebenen

zueinander auf empirischem Wege

zu ermitteln, um die strengen Emissionsgrenzen

zu erfüllen. Darüber hinaus wurden

aber auch die Brennereinbauten

(Mischbleche) im Inbetriebnahmeprozess

mehreren Designänderungen unterzogen,

um eine vertretbare Standzeit zu erreichen.

Die Einbauten blieben trotzdem

sehr wartungsintensive Bauteile, die bei

jeder Revision teilweise erneuert werden

mussten.

Die ENRAG GmbH ist als Engineering

Dienstleister spezialisiert auf Simulation

und Optimierung von komplexen (thermodynamischen)

Anlagen und Prozessen.

Viele Projekte drehen sich um die Simulation

und Optimierung von Brennern und

Verbrennungsprozessen in industriellen

Anlagen.

Im Rahmen des vorliegenden Projektes

war es das Ziel, den Status Quo der Verbrennung

in einem CFD-Modell abzubilden

um dann weitere Untersuchungen basierend

auf unterschiedlichen Fragestellungen

zu ermöglichen. Im ersten Schritt

wurden die Brenner in Hinblick auf unverbrannte

Elemente untersucht werden (CO-

Schlupf). Im zweiten Schritt wurde im Modell

untersucht, ob die Brennereinbauten

adaptiert oder möglicherweise sogar ganz

entfernt werden können.

Gichtgas

Brennermuffe

Autoren

Mag. Dipl.-Ing. Dr. Techn. Roland Eisl

ENRAG, Geschäftsführer

Attnang Puchheim, Wien, Österreich

Dipl.-Ing.(FH) Hannes Lippert, M.Sc.

voestalpine Stahl GmbH

Prozessingenieur

Linz, Österreich

Kokereigas

Erdgas

Heizöl

Erdgas

Kokereigas

Luftregister

Luftregister

Bild 1. Brenner Konfiguration (Prinzipdarstellung).

Luft

Mischbleche

52


VGB PowerTech 6 l 2019

CFD-Analyse und Optimierung bei einem Multi-Fuel-Brenner für Hüttengase

Bild 2. Brenner Einbausituation von vorne.

In der Untersuchung im Zuge des Modells

beinhaltete sowohl die kalten Bereiche des

Brenners (Gaseintritt in den Brenner bis

zum Gasaustritt in den Feuerraum) als

auch des Verbrennungsprozesses im Feuerraum.

Das Brennerdesign, dargestellt in B i l d 1 ,

ist ausgelegt auf hohen Gichtgas-Volumenstrom

bei gleichzeitig geringem Druckverlust.

Das Gichtgas, welches bis zu 97 % Prozent

des gesamten Brennstoff-Volumenstroms

ausmacht, tritt, wie in B i l d 1

dargestellt, seitlich ein, wird um 90 ° umgelenkt

und tritt durch den äußersten Ring

des Brenners in die Brennkammer ein. In

dem Ringkanal des Gichtgases sind zusätzlich

sogenannte Stufenluftlanzen eingebaut.

Diese sind in B i l d 1 , wie alle Luftkanäle,

hellblau eingefärbt.

In B i l d 2 sind die Stufenluftlanzen hinter

den ringförmigen Blechen angeordnet. Der

Anteil der Stufenluft an der gesamten Luftmenge

beträgt in der Ausgangskonfiguration

ca. 15 %. Die restlichen 85 % der Brennerluft

werden zentral durch den Brenner

gefördert. In B i l d 2 ist im Zentrum des

Brenners noch ein Strahlungsschirm erkennbar.

Im äußeren Bereich des Zentralluft-Kanals

befinden sich die Koksgaslanzen,

wobei die erkennbare unregelmäßige

Kröpfung der Koksgaslanzen im Zuge der

Inbetriebnahme der Anlage eingestellt

wurde. Der Koksgasvolumenstrom liegt bei

mindestens 3 % des gesamten Brennstoff-

Volumenstroms. Weiters befinden sich am

äußeren Rand des Strahlungsschirms noch

Erdgaslanzen, welche jedoch im Regelbetrieb

nicht aktiv sind. Die in B i l d 2 in den

äußeren Bereichen des Brenners erkennbaren

„Mischbleche“ wurden nachgerüstet,

um die Vermischung bzw. Einmischung

des Gichtgases zu verbessern. Durch ihre

exponierte Lage (vor den Stufenluftlanzen)

sind diese hohen Temperaturen ausgesetzt

und verschleißen entsprechend

schnell.

Aufbauend auf dem dargestellten Ausgangspunkt

wurde die realisierte Anlage

analysiert. Zu Beginn der Arbeiten war

nicht klar, wie sich die einzelnen Brennerebenen

gegenseitig beeinflussen. Die Ziele

der Analyse lagen in der Optimierung der

Verbrennung im Hinblick auf nicht vollständig

umgesetzte Brennstoffe (CO),

bzw. auf Schlupf des Gichtgases sowie

auf Redesign bzw. Optimierung der Mischbleche.

Modelle und Randbedingungen

Die Analysen wurden mit dem kommerziellen

CFD Software Paket ANSYS Fluent

durchgeführt. Die verwendeten Submodelle

entsprechen dem aktuellen Stand der

Technik [Casey & Wintergerste, 2000]. Als

Turbulenzmodell wurde das realizable k-ε

Model verwendet. Das Modell liefert für

die gegebenen Anforderungen ausreichende

Genauigkeit (Epple, Leitner, Linzer, &

Walter, 2009). Das Verbrennungsmodell

basiert auf einem verhältnismäßig einfachen

Eddy dissipation model (EDM) [Joos,

2006]. Dieses wurde bewusst gewählt, da

damit die Brennstoffumsetzung generell

überbewertet wird. Mit dieser Modellwahl

konnte ein ingenieursmäßig konservativer

Ansatz sichergestellt werden: Wird trotz

einer tendenziell besseren Brennstoffumsetzung

im Modell ein Brennstoffschlupf

aus der primären Flamme des Brenners

festgestellt, so ist in der Realität davon auszugehen,

dass keinesfalls mehr Brennstoff

umgesetzt wird. Die Randbedingungen der

Kesselwand wurden entsprechend der

Dampfparameter des Kessels (Dampferzeugerdruck)

festgelegt.

Aufgrund der Komplexität der Aufgabe

und um die einzelnen Einflussfaktoren und

deren Auswirkungen einzeln analysieren

(untersuchen) zu können, wurde eine stufenweise

Analyse durchgeführt:

Aufteilung zwischen Stufenluft und Zentralluft

sowie die Funktionsweise des Registers

im hinteren Teil des Brenners (Luftströmung)

––

Aufbauend auf diesen Ergebnissen wurde

ein einzelner Brenner in einem Brennkammermodell

analysiert um festzustellen,

wie die Verbrennung des einzelnen

Brenners ohne Interaktion mit benachbarten

Brennern funktioniert.

Temperature [K]

Mole fraction

CO [%vol]

Bild 3. Temperaturverteilung Ausgangspunkt.

Bild 4. Molenanteil CO im vertikalen Schnitt (Ausgangssituation).

53


CFD-Analyse und Optimierung bei einem Multi-Fuel-Brenner für Hüttengase VGB PowerTech 6 l 2019

––

Im nächsten Schritt wurden zwei Brenner

nebeneinander betrachtet. Damit

konnte die Interaktion von zwei horizontal

angeordneten Brennern analysiert

werden.

––

Im letzten Schritt wurden in vertikaler

Richtung ebenfalls die Brennerebenen

erweitert.

Durch diese schrittweise Herangehensweise

kann genau festgestellt werden, ob die

beobachteten Probleme ihre Ursache rein

im Brennerdesign haben, oder ob eine Interaktion

zwischen einzelnen Brennern die

Auswirkungen noch verschlechtert bzw.

auch ob mehrere Brenner in Summe zu einem

besseren Ergebnis führen.

Ergebnisse Ausgangssituation

Im ersten Teil der Ergebnisse wird der Ausgangspunkt

dargestellt. In B i l d 3 ist die

vertikale Temperaturverteilung im Schnitt

durch zwei der unteren Brenner dargestellt.

Aufgrund der Anordnung der Mischbleche

ergeben sich leicht nach unten geneigte

Flammen. Ursächlicher Grund dafür ist der

einseitige Druckverlust und die damit einhergehende

ungleiche Ausströmung von

Gichtgas über den Umfang. Im Kern der

Flamme ist die Umsetzung von Koksgas zuerkennen.

Dieses reagiert aufgrund des hohen

Sauerstoffüberschusses im Zentrum

sehr schnell und produziert hohe Temperaturen.

Die rot eingefärbten Zonen in der

Mitte des Kessels zeigen die Gichtgasumsetzung,

wobei zu erkennen ist, dass dieses

erst im hinteren Bereich des Brennraumes

und deutlich langsamer reagiert.

Betrachtet man neben der Temperaturverteilung

auch die Verteilung der unverbrannten

Brennstoffanteile (in diesem Fall CO),

so ergibt sich ein Bild entsprechend B i l d

4 . Das CO-reiche Gichtgas tritt über den äußeren

Ring in die Brennkammer ein und

wird nicht ausreichend in die zentrale Luftströmung

eingemischt, wodurch CO-reiches

Brenngas bis weit in die Brennkammer hinein

erkennbar ist. Dies führt dazu, dass

oberhalb des oberen Brenners immer noch

CO in erheblichen Mengen vorhanden ist.

Damit verbleibt, wie in B i l d 5 dargestellt,

über der zweiten und dritten Brennerebene

immer noch ein Restgehalt an CO im

Rauchgas. Der reale Wert wird womöglich

aufgrund von Mischeffekten im ersten

Überhitzerbündel etwas unter dem CFD-

Ergebnis liegen, allerdings bestätigt die Simulation

die Annahme, dass hier eine unvollständige

Verbrennung abläuft.

Entsprechend der eingangs definierten

Aufgabenstellung ist ein Redesign der

Mischbleche Teil des Projektes. Die Temperaturverteilung

der Mischbleche wurde

folglich berechnet und ist in B i l d 6 dargestellt.

Es zeigt sich, dass die maximalen

Temperaturen im Betrieb deutlich über

1.000 K liegen. Hinzu kommen noch Temperaturspitzen

durch betrieblich bedingte

Schwankungen in der Brennstoffqualität.

Mode fraction

CO [%vol]

Bild 5. Molenanteil CO im horizontalen Schnitt (Ausgangssituation).

Temperature [K]

Bild 6. Temperaturverteilung der Mischbleche (Ausgangssituation).

Ergebnisse mit Verbesserungen

Durch die Analyse der Ausgangssituation

wurde eindeutig klar, wie die Flamme der

gegenständlichen Brennergeometrie funktioniert

und an welchen Stellschrauben

gedreht werden kann.

Zentral für die Verbesserung der Verbrennung

und die Verminderung des Brennstoffschlupfes

ist in diesem Fall die bessere

Einmischung des Gichtgases in den Luftstrom.

Daher ist der erste zentrale Punkt

die Erhöhung des Stufenluftanteils. Die

bestehenden Lanzen, welche mit radialen

Bohrungen ausgeführt waren, wurden flächig

geöffnet um den Luftanteil im Verhältnis

zur Zentralluft zu erhöhen. Dies hat

mehrere Vorteile:

––

Die Erhöhung des Stufenluftanteils führt

zu einer erhöhten Brennstoffumsetzung

im Bereich der Gichtgasmündung und damit

einem geringerem Brennstoffschlupf.

––

Der höhere Stufenluftanteil führt weiter

zu einem höheren Impuls im Bereich der

Gichtgasmündung und hat stabilisierende

Wirkung auf die Flamme.

––

Die Reduktion des Luftanteils im Zentrum

des Brenners hat ebenfalls eine stabilisierende

Funktion auf das Flammbild.

––

Dadurch steht auch dem hochkalorischen

Koksgas weniger Verbrennungsluft

direkt zur Verfügung.

Zusammenfassend wird durch die vorgeschlagene

Maßnahme die Flamme stabiler

(straffer) und kürzer und der Brennstoffschlupf

verringert sich. In Hinblick auf NOx-

Emissionen nehmen auch die Zonen mit

gleichzeitig erhöhter Brennstoff- und Sauerstoffkonzentration

ab, was tendenziell zu

einer Reduktion der NOx-Emissionen bei

gleichzeitig strafferer Flamme führen wird.

Im Folgenden wird immer der Vergleich

zwischen drei Varianten dargestellt:

––

Ausgangsvariante: Entsprechend den

vorgefundenen Geometrien wie oben beschrieben

––

Verbesserungsvariante 1: Sehr nahe an

der Ausgangsvariante. Einzig die „Mischbleche“

wurden entfernt, die Stufenluft

Lanzen wurden auf den maximalen Öff-

54


VGB PowerTech 6 l 2019

CFD-Analyse und Optimierung bei einem Multi-Fuel-Brenner für Hüttengase

nungsquerschnitt erweitert und das Luftregister

für die Regelung der Zentralluft

wurde maximal (maximal möglicher

Brennerdruckverlust) geschlossen. Damit

wird erreicht, dass sich der Stufenluftanteil

von 15 % auf 27 % erhöht.

––

Verbesserungsvariante 2: Die Stufenluftlanzen

wurden mit vergrößertem Querschnitt

modelliert, sodass ca. 60 % der

gesamten Luft über die Stufenluftlanzen

zugeführt werden kann.

Zum Vergleich der einzelnen Verbesserungsschritte

wurde eine Modellbrennkammer

mit einem Brenner verwendet. Daher

ergibt sich im Vergleich zum kompletten

Kessel ein höherer Anteil an kühler Kesselwand

im Verhältnis zur flammenumhüllenden

Fläche und die Temperaturen für die in

das Modell rückgesaugten Rauchgase wurde

deutlich niedriger angesetzt. Dies verstärkt

die Sichtbarkeit von potentiellem

Brennstoffschlupf. In B i l d 7 sind drei Varianten

zum Vergleich dargestellt. Die linke

B i l d 7 zeigt die Geometrie der Ausgangsvariante.

Die Flamme ist leicht nach unten

geneigt und schlägt an der gegenüberliegenden

Kesselwand an. In der Mitte Verbesserungsvariante

1, die Flamme ist nahezu

horizontal. Erkennbar noch immer eine

lang gezogene Ausbrandzone des Gichtgases

sowie ein zentrale (kühle) Zone mit Sauerstoffüberschuss.

Die rechts dargestellte

Berechnungsvariante zeigt eine kürzere,

kompaktere Flamme, deren zentrale, kühlere

Zone mit Sauerstoffüberschuss durch das

Redesign nochmals verringert wurde.

Bei der Betrachtung des unverbrannten

Brennstoffs (CO) wurden entsprechend

B i l d 8 folgende Simulationsergebnisse

generiert: Im Vergleich zur Ausgangssituation

zeigt sich in Verbesserungsvariante 1

(Mitte), dass sich die CO Fahnen im unteren

Bereich der Modellbrennkammer deutlich

verkleinert haben. Der rot eingekreiste

Bereich mit erhöhten CO Konzentrationen

ergibt sich aus der Tatsache, dass sich hier

der Auslass des Zündbrenners befindet und

somit hier keine Stufenluftlanze den

Brennstoff mit Luft versorgt. Dies wurde

im Ausgangsfall durch die „Mischbleche“

kompensiert. Der Ausbrand ist generell betrachtet

deutlich schneller je höher der

Stufenluftanteil wird. Der örtliche Schlupf

im Bereich des Zündbrenners kann durch

ein kleines Abschirmblech rundum das

Zündbrennerrohr im hinteren Teil des

Brenners (deutlich geringere thermische

Belastung) kompensiert werden.

Die Adaptierungen haben den zusätzlich

positiven Nebeneffekt, dass sich der Druckverlust

im Bereich der Gichtgasmündung

durch den Wegfall der Mischbleche deutlich

gesenkt hat (B i l d 9 ).

Temperature [K]

Bild 7. Vergleich: Ausgangssituation, Verbesserung 1, Verbesserung 2 (v.l.n.r).

Mole fraction

CO [%vol]

Bild 8. Vergleich des Molenanteil im vertikalen Schnitt zwischen Ausgangssituation, Verbesserungsvariante 1 und 2 (v.l.n.r).

Total Pressure

[Pa]

Bild 9. Vergleich der Totaldruckverteilung im Vertikalen Schnitt zwischen Ausgangssituation, Verbesserungsvariante 1 und 2 (v.l.n.r.).

55


8 >

Umschlag S-221-00-2014-06-DE_A3q.indd 1 24.06.2014 08:53:45

CFD-Analyse und Optimierung bei einem Multi-Fuel-Brenner für Hüttengase VGB PowerTech 6 l 2019

Velocity

[m/s]

Bild 10. Vergleich der Geschwindigkeitsverteilung im vertikalen Schnitt zwischen Ausgangssituation, Verbesserungsvariante 1 und 2 (v.l.n.r.).

Die verbesserte Flammenstabilität zeigt

sich ebenfalls in der Geschwindigkeitsverteilung

im vertikalen Schnitt durch die

Brenner. In B i l d 10 ist wieder der Vergleich

zwischen den einzelnen Varianten

dargestellt. Es zeigt sich, dass durch die

Verlagerung der Luftmenge auf die Stufenluft

im äußeren Bereich der Flamme die

Geschwindigkeiten steigen und im Zentrum

wie erwartet sinken. Damit entwickelt

sich die Flamme in Richtung einer „Lehrbuch

Flamme“.

Validierung

Die Erkenntnisse von Verbesserungsvariante

1 wurden aufgrund ihrer sehr schnellen

und günstigen Umsetzbarkeit in der

realen Anlage (zuerst an einer Brennerebene)

umgesetzt und qualitativ sowie quantitativ

mit den Berechnungen verglichen. Es

hat sich gezeigt, dass qualitativ eine sehr

gute Übereinstimmung mit den Berechnungen

erzielt werden konnte. Durch den

erhöhten Anteil an Stufenluft wurde die

Flamme qualitativ betrachtet straffer und

kürzer. Die quantitative Evaluierung erfolgte

über die Verringerung des Sauerstoffüberschusses

bis nahe an die Stöchiometrie.

Es hat sich auch hier gezeigt, dass

durch die leichte Modifizierung der Brenner

mit geringem Mitteleinsatz bereits

eine deutliche Verbesserung zum Ausgangspunkt

eingestellt hat. Die Feineinstellung

der Brenner (Vertrimmung Stufenluft

zu Kernluft) im Hinblick auf CO und

Restsauerstoff im Rauchgas wurde im empirischen

Versuch an der Anlage durchgeführt.

Zusammenfassung

Ausgehend von einem komplexen Brennersystem

mit mehreren Einzelbrennern und

dem Problem, dass teilweise Brennstoff

nicht vollständig umgesetzt wird und somit

erhöhte CO Konzentrationen im Abgas gemessen

wurde, wurde ein Optimierungsstudie

unter Einsatz von numerischer Strömungssimulation

(CFD) durchgeführt.

Stufenweise wurden alle Einzelaspekte der

aus der Brennergeometrie resultierenden

Flammenform analysiert. Aus diesen Arbeiten

konnte ein Verbesserungskonzept

unter der Maßgabe geringsten Mittel- und

Zeiteinsatzes entwickelt werden. Darauf

aufbauend wurden die Brenner nur gering

modifiziert. Vor allem die Entfernung der

Mischbleche führt zu einem deutlich reduzierten

Instandhaltungsaufwand an den

Brennern. Es hat sich sowohl in der Simulation

als auch in der realen Anlage gezeigt,

dass die vorgeschlagenen kleinen

Modifikationen bereits zu einem deutlich

besseren Ergebnis führen.

Referenzen

Casey, M., & Wintergerste, T. (2000). Best Practice

Guidelines. ERCOFTAC Special Interest

Group on “Quality and Trust in Industrial

CFD”.

Epple, B., Leitner, R., Linzer, W., & Walter, H.

(2009). Simulation von Kraftwerken und

wärmetechnischen Anlagen. Springer Verlag.

Ferziger, J., & M., P. (2002). Computational Methods

for Fluid Dynamics. Springer Verlag.

Joos, F. (2006) Technische Verbrennung. Springer

Verlag.

l

VGB-Standard

Heizflächenreinigungsanlagen für Dampferzeuger

Betrieb, Instandhaltung und Expertensysteme

Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-221-00-2014-06-DE

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VGB-Standard

Heizflächenreinigungsanlagen

für Dampferzeuger

Auf dem Gebiet der Heizflächenreinigung hat es in den vergangenen Jahren erhebliche

Weiterentwicklungen gegeben, die bei der nachstehenden Überarbeitung berücksichtigt

wurden (vgl. VGB-M 221 H):

— Die Kinderkrankheiten der Wasserlanzenbläser wurden überwunden und ihr

Einsatz wird zusehends effektiver.

— Die tatsächliche Erfassung der Verschlackung und Verschmutzung hat auch

wesentliche Fortschritte gemacht, sei es durch wärmetechnische Berechnung,

Thermoelementmessungen oder den Einsatz von Infrarotkameras.

Neue Reinigungsmethoden, wie verschiedene Explosionsreinigungsverfahren,

wurden in die Beschreibung neu aufgenommen.

VGB PowerTech e.V.

Klinkestraße 27-31

45136 Essen

Fon: +49 201 8128 – 0

Fax: +49 201 8128 – 329

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Betrieb, Instandhaltung und

Expertensysteme

VGB-S-221-00-2014-06-DE

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

56


VGB PowerTech 6 l 2019

Experience of FTR technology for optimizing cleaning of the boiler

Experience of FTR technology for

optimizing cleaning of the boiler

Naftaly Menn, Boris Chudnovsky and Alex Ditiatkovsky

Kurzfassung

Erfahrungen mit der FTR-Technologie

zur Optimierung der Reinigungsprozesse

im Kessel

Die FTR-Technologie (Fouling Thickness and

Reflectivity) wurde im Rahmens eines Pilotprojekts

an einem überkritischen 450-MW-Block

mit spiralförmigen Kesselwandrohren und

Braunkohlenfeuerung untersucht. Diese Technologie

wird zudem zur Echtzeitüberwachung

der Verschmutzungsdicke und der Reflektionseigenschaften

im trommelförmigen Kessel eines

von Israel Electric Company betriebenen

550-MW-Kraftwerks mit vertikal ausgerichteten

Kesselwandrohren und Steinkohlefeuerung

eingesetzt. Ergebnisse des dreimonatigen Dauertests

zeigen, dass sowohl die Dicke als auch

die Reflektivität der Ablagerungen, die im Betrieb

mit Braunkohle entstehen, in verschiedenen

Kesselzonen in Echtzeit überwacht werden

können. Die Verschmutzungsentwicklung

wurde registriert. Daten sowohl am Einlass als

auch am Auslass der Kesselrohre wurden erhoben.

FTR-Daten, kombiniert mit anderen am

Kessel gemessenen Parametern, ermöglichen es,

wichtige Informationen über den Verbrennungsprozess

im Kessel zu gewinnen und die

Kesselleistung (Feuerraumendtemperatur

(FEGT), Kesselwirkungsgrad usw.) in Abhängigkeit

von Betriebsbedingungen der Anlage zu

ermitteln.

l

Authors

Naftaly Menn

AMS-Advanced Measurement System Ltd.

Haifa, Israel

PhD Boris Chudnovsky

IEC – Israeli Electric Corporation

Haifa, Israel

PhD Alex Ditiatkovsky

Gesellschaft zur effizienten Nutzung Energieressourcen

mbH

G.E.E.R GmbH,

Berlin, Germany

FTR (Fouling Thickness and Reflectivity)

technology, recently suggested for real time

monitoring of fouling thickness and reflectivity

in the drum type boiler furnace of a

550 MW unit of the Israel Electric Company

with vertically aligned water tubes and bituminous

coal burning, has been implemented

during a pilot project at a 450 MW supercritical

unit where the furnace is assembled

with spiral aligned water wall tubes designed

for lignite. The results of three months of continuous

operation demonstrated that both

Thickness and Reflectivity of the Fouling, created

during boiler operation with a lignite

coal, can be monitored in real time in different

furnace zones. The fouling dynamics

were registered when data have been collected

from both the upper and the downstream

of the tubes. The significant difference between

the two cases has been revealed. FTR

data, combined with other parameters measured

on the boiler, allowed to get important

information about the combustion process

inside the furnace and to estimate the boiler

performance (Furnace Exit Gas Temperature,

boiler efficiency etc.) as a function of

the unit operation conditions.

Introduction

FTR (Fouling Thickness and Reflectivity)

technology developed for real time monitoring

of fouling creation on the furnace

wall of coal-firing or biomass burning boilers

was tested recently on one unit of Schkopau

power station. The testing was managed

in the frame of a pilot project which

was done in August to December of 2017.

Testing was carried out on the once through

supercritical, Benson type, unit 450 MW.

The unit main parameters are as follows:

––

Main steam flow rate: 1,360 t/h

––

Hot reheat steam flow rate: 1,205 t/h

––

Main steam parameters:

MS – 262 bar/545 °C

––

Reheat steam: 53.3 bar/560 °C

––

Water inlet: approx. 300 bar/270 °C

––

Superheater spray 1 stage 0

––

Superheater spray 2 stage, 41 t/h

––

Superheater spray 3 stage, 41 t/h

––

Reheater spray, 15.3 t/h

F i g u r e 1 shows the principle view of the

boiler.

It was decided to perform testing of fouling

thickness and reflectivity using FTR devices

installed in four locations on the furnace

wall, as it is schematically shown in Figure

1a. The measurement was performed at

the levels of 19 m, 29 m, 33 m and 54 m. All

measured data were collected while

the unit was operated with regular conditions.

Actually, two FTR devices were operated

simultaneously, the one located all the

time in the measurement position # 1

(54 m level) and the second located first in

the measurement point #4 (19 m level)

and then relocated to the measurement

point #2 (33 m level). The measurements

in the position #3 (29 m) were performed

for a short period of time after which it was

realized that no cleaning can be activated

here, so the fouling creation is out of control

and no correlation between fouling

and cleaning operation can be investigated

in this point.

The principle of FTR and

preparation for the pilot

As it is known, FTR technology is based on

usage of special electro-optical devices attached

to the furnace wall and capable to

measure simultaneously and continuously

the Thickness (T) and Reflectivity (R) of

the fouling in different areas of the heat

transfer surface (see FTR approach description

in Ref [1-4] and details of the patented

arrangements of FTR devices in Ref.

[5]). Each device is located in the vicinity

of a soot blower and therefore collects information

from the adjacent zone. It comprises

the extended part (moving head)

which moves in and out of the furnace -

while inside the furnace the system measures

the fouling Thickness and reflectivity

and whereas it goes out of the furnace the

system collects data on Reflection from a

reference surface located inside the device.

The light beam originated at the light

source (a laser diode) is focused on the

fouling surface growing on the water tube.

The image of the light spot is transferred by

the system optics to the video sensor interfaced

to the system processor. Movement

of the image spot is translated into measured

thickness T. The measurement is fast

(about one second) so that no need for intensive

cooling, in spite of the fact that the

extended part is introduced in a very hot

zone of the furnace.

57


Experience of FTR technology for optimizing cleaning of the boiler VGB PowerTech 6 l 2019

Fig. 1a. Schematic diagram of the power unit design.

Comparing the intensity of light reflected

from the fouling surface with intensity of

light reflected from the standard specimen

enables to calculate spectral reflectivity of

the fouling in the wavelength of the laser.

Special measures undertaken in order to

get high contrast of the spot image with regard

to the background of the high intensity

radiation originated in the furnace

flame.

Reflectivity measurement is performed in

each cycle of thickness measurement, so

both values, T and R, characterize dynamic

of fouling (and, finally, of local heat transfer)

in the vicinity of the FTR device.

The main goal of the pilot was to approve

that the thickness and reflectivity of the

fouling created on the water wall tubes of

the furnace operated with lignite coal can

be continuously measured in real time. For

this purpose in each location chosen for

measurements the small opening (6 mm x

12 mm) in the diaphragm between two adjacent

tubes was prepared and a special

installation channel (the casing) around

each opening was attached to the furnace

wall from the outside. Prior to installation

of the FTR device compatibility of the device

extended part and the opening was

carefully checked and corrected, where

necessary under AMS and G.E.E.R. supervisory.

This operation was carried out

while the power unit was shut down for a

short period of time.

Each FTR device was installed in the positions

as explained above (see also the picture

of F i g u r e 2 ), connected to the processing

unit and to the supply lines of electric

power and compressed air of 6atm, the

last one being pipelined to the device

through the three air filters connected in

sequence.

Three FTR devices and casings for them

(installation channels) have been manufactured

by AMS. The local team of the

power station was engaged in preparation

of openings in the furnace wall at chosen

points, arrangement of thermal insulation

around the casings of FTR devices and supply

of compressed air and electric power.

Data collection

Fig. 1b. Location of the measurement points on the furnace wall.

Two FTR devices were installed in their initial

position, getting data from the fouling

created on the upper surface of horizontally

arranged water tubes. The measurement

cycle was 4 minutes (each four minutes

both T and R values were measured,

analysed and saved). The results were

stored in the memory of processing units,

separately for each device. Along with this,

all data have been transferred through the

Internet to the station control room and remotely

to AMS and G.E.E.R..

FTR device #1 was installed at the point

#1 (at 54 m) – first in the position DOWN

(the measurement from the tube beneath

58


VGB PowerTech 6 l 2019

Experience of FTR technology for optimizing cleaning of the boiler

Fig. 2. Picture of the FTR devices installed on the furnace wall.

and it was decided to proceed measurements

from the bottom surface of the tubes

in all measurement locations.

FTR device #3 was installed first at

the point #3 (29 m) in the position DOWN.

The measurements were carried out during

three hours and then, after it was revealed

that there is no cleaning activated

in this location, the device was transferred

to the position #4 (level 19 m) for

several weeks and later it was relocated

to position #2 (33 m) in the position

DOWN where it was remained for long operation.

FTR device #2 was prepared as a spare

one, if any malfunction will happen. It was

no need to use this device during the Pilot

FTR system allows to observe the measurement

process in real time. For that purpose

each processing unit is equipped with a display

where the live video of the light beam

incident on the fouling surface is presented

as well as the sequence of Reflectivity

and other parameters measured by the device

(see example in F i g u r e 3 ). The same

picture can be observed on a remote station.

AMS and G.E.E.R team observed periodically

the pictures from the point of

measurement in all locations of FTR devices.

Discussion of results

Fig. 3. Display screen with the image of the light spot on the fouling surface and record of the

measured data.

the device). After several days of measurement

from the upper surface of the tube it

was decided to reverse the FTR devices in

such a way that the fouling created on the

bottom (lower) surface of the water tube

could be analysed. Then it was revealed

that the fouling on the bottom of the tubes

is more severe than on the upper surface

Data have been collected during three

months of continuous operation of the FTR

system on the station. Examples of the results

are shown in the F i g u r e 4 .

F i g u r e 4 a shows data collected on the

level 54 m in the position DOWN, i.e. from

the fouling deposited on the tube beneath

the FTR device. The horizontal axe shows

just the number of the measuring cycle in

time. Green vertical lines represent activation

of soot blowers. As it can be seen, the

thickness of fouling here is very small and

demonstrates small changes when the

blowers are active. The reflectivity, on the

other hand, is changed significantly any

time the soot blowing is operated – it decreased

for short time and then return to

the higher value.

Contamination Thickness and Reflectivity

Contamination Thickness and Reflectivity

1.2

8

7

6

5

4

3

2

1

0

1.2

8

7

6

5

4

3

2

1

0

1

0.8

1

0.8

0.6

0.6

0.4

0.2

0.4

0.2

0

1

22

43

64

85

106

127

148

169

190

211

232

253

274

295

316

337

358

379

400

421

442

463

0

1

31

61

91

121

151

181

211

241

271

301

331

361

391

421

451

481

511

541

571

601

631

661

Thickness Reflectivity ClnFlag

Thickness Reflectivity ClnFlag

Fig. 4a. Results from the level 54 m, position DOWN.

Fig. 4b. Results from the level 54 m, position UP.

59


Experience of FTR technology for optimizing cleaning of the boiler VGB PowerTech 6 l 2019

Contamination thickness as function of time

Pos 33 m, Lignite

Hemispherical reflectivity as function of time

Pos 33 m, Lignite

Thickness in mm

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

0

0 10 20 30 40 50 60 70

Time in h

Thickness Sootblowers

Hemispherical reflectivity

1

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0

0 10 20 30 40 50 60 70

Time in h

Thickness Sootblowers

Fig. 5a. Fouling Thickness on the level 33 m, position UP.

Fig. 5b. Hemispherical Reflectivity on the level 33 m, position UP.

The situation recorded by the same device

#1 at the same location 54 m, but in the

position UP is quite different (see F i g u r e

4 b ). First of all, the fouling thickness is

much more essential (it grows up to 4 to

5 mm between two adjacent soot blowing

cycles) and reflectivity has achieved the

high value just after each soot blowing activation.

Comparison of data shown in F i g u r e 4 a

and 4 b clearly demonstrates that more severe

fouling is created on the lower (bottom)

surface of the water tubes and therefore

should be registered by FTR devices

aligned in the UP direction.

F i g u r e 5 a and 5 b are related to the

measurements performed on the level

33 m. As can be seen, the thickness here is

about 0.4 to 0.5 mm, but some cleaning can

remove it almost completely. On the other

hand, reflectivity is changed a little by soot

blowing and remains at a relatively high

value of about 0.6 mm.

The differences in fouling parameters

measured in different locations just show

again that there is a need for several FTR

devices collecting information from different

zones of the furnace.

In the course of pilot and in parallel with

FTR measurements some other data recorded

at the station were collected and

processed in order to estimate the dynamics

of different integral parameters characterizing

heat transfer and efficiency of the

unit. One such important parameter is the

temperature of the gases at the exit of the

furnace (FEGT). F i g u r e 6 shows the results

obtained by the method of inverse

heat balance for FEGT estimation, when

the calculation is based on the data received

from the standard sensors used for

the boiler monitoring. It can be seen that

FEGT is almost constant, with small variations,

probably correlated with the cleaning

activation. However, FEGT was

changed significantly when the unit load

varied, as one can see comparing the results

in F i g u r e 6 and F i g u r e 7 (the

last is related to the unit load vs. time).

Temperature in C

Maintenance and Training

Flue gas temperature before UE 2 versus time

Actual temperature

before UE2 based on

Lignite

boiler simulation

1,100

1,050

1,000

950

900

850

800

750

700

0 50 100 150 200 250 300 350

Time in h

Fig. 6. FEGT – Furnace Exhaust Gas Temperature vrs. Time.

Load in MW

500

400

300

200

100

0

0 50 100 150 200 250 300 350

Fig. 7. Unit load vrs. Time.

Unit load versus time

Time in h

Lignite

Bypass operation

Each FTR device is operated automatically

and comprises special measures protecting

it from damage while electricity power is

dropped off or the pressure of the compressed

air in pneumatics is below required

level – if it happens, the extended part is

automatically moved out of the furnace

and the measurements are stopped till the

normal supply of power and/or compressed

air are renewed. More of that, in

order to protect the devices when the soot

blowing is carried out each device is

equipped with a magnetic sensor, creating

the signal to pneumatics to move the extended

part out of the furnace during activation

of cleaning in the vicinity of the device.

Once the cleaning is finished FTR operation

begins automatically again. All that

makes the maintenance of FTR system simple

and easy. Replacement of the laser

module and the communication lines between

the FTR sensor and the processing

unit, if required, can be performed on site,

without need to realign the system. It was

no need for such action during the pilot.

The local team of the station was trained

for main trouble shooting functions, mainly

related to failure of power supply, air filter

replacement and failure of data transfer

through the Internet communication line.

60


VGB PowerTech 6 l 2019

Experience of FTR technology for optimizing cleaning of the boiler

Checking of the measurement procedure in

real time can be done by observation of the

display image like that shown in F i g -

u r e 3 , either in the vicinity of the FTR device

of the furnace wall or through the Internet

to the remote PC.

Summary

Summarising 3 months of FTR operation of

the station, it can be stated:

––

The main goal of the Pilot was achieved

- ability of the FTR system to measure in

real time Fouling Thickness and Reflectivity

was clearly demonstrated in the

course of three months of continuous

operation.

––

FTR technology can be applied for once

through supercritical boilers with spiral

water wall tubes.

––

Some new features of fouling deposition

in the furnace equipped with spiral water

wall tubes have been revealed. It was

proven that the fouling created on the

bottom surface of the water wall tube is

more significant than that created on the

upper surface of the same tubes. It was

also demonstrated that there exists a significant

difference between the properties

of the Fouling on two different levels

of the furnace (33 m and 54 m).

––

It was shown that FTR system can work

reliably in a severe environment of Lignite

coal firing without need for specific

maintenance.

––

Communication lines based on standard

Internet features allow to observe the

measurement process in real time at remote

control stations.

––

Being based on the results, the FTR technology

can be recommended for full implementation

on power generating stations

were severe fouling is experienced

and optimal cleaning is required.

References

[1] N. Menn, B. Chudnovsky. Measurement of

thickness and reflectivity of fouling deposits

on the wall tubes in a pulverized-coal furnace.

Proceedings of ASME Conference Power,

Aug1, 2013, Boston, MA, USA.

[2] B. Chudnovsky, N. Menn. Long term experience

of the real time fouling deposits thickness

measurements for on-line sootblowing optimization.

Proceedings of the ASME 2015 Power

Conference, June 28 –July2, 2015, San

Diego Convention Center, California, USA.

[3] N. Menn, B. Chudnovsky. Boiler performance

optimization for pulverized coal and biomass

co-firing due to utilizing novel method of real

time measurement of fouling deposits thickness

and reflectivity. Proceeding of COAL

GEN 2015 conference, August 2015, Nashville,

USA.

[4] N. Menn, B. Chudnovsky. New technology for

monitoring fouling deposition in coal firing

boilers. VGB PowerTech, No.6, 2016.

[5] N. Menn, J. Krimerman. The device for measurement

fouling deposition in a pulverized

coal furnace. US Patent 14/400,770,

05/15/2015.

l

VGB-Standard

Guide for the Procurement of Steam Turbine Plants

Ausgabe/edition 2015 – VGB-S-145-00-2015-11-EN

DIN A4, 211 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 280,–, für Nicht mit glie der € 460,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

DIN A4, 211 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 280.–, for non mem bers € 460.–, + VAT, ship ping and hand ling.

With the establishment of the European Single Market it became necessary to create rules for procurement

procedures with which a unification of the rules of competition can be achieved and a possible discrimination

of individual countries or tenderers be prevented. These rules have been laid down for various industry sectors

in the socalled Utilities Directive (Council Directive 93/38/EEC). These procurement rules are legally binding.

Purchasers and contractors of power plant equipment are both subject to the procurement rules which were

established by transposition of the Council Directive into the standard series DIN EN 45510.

This VGB-Standard shall supplement the European Standard “Guide for Procurement of Power Station

Equipment”, EN 45510:1998, intended for the establishment of general and technical terms of contract.

This guide integrates the VDEW Terms of Delivery for Steam Turbines and the collection and evaluation of the

wealth of experience gained with the VGB Guidelines, VGB Recommendations and VGB-Standards PowerTech e.V. Fon: +49 201 8128 – 0 (VGB-R,

Deilbachtal 173

Fax: +49 201 8128 – 302

45257 Essen

www.vgb.org

VGB-M, VGB-S) which, however, cannot completely reflect the state of the art, but were established to the best

of our knowledge and belief.

VGB-Standard

Guide for the Procurement

of Steam Turbine Plants

VGB-S-145-00-2015-11-EN

The procurement criteria to be determined on the basis of technical specifications as early as at the stage of invitation to tender will finally

govern the placing of order. This procedure requires a high quality of the invitation to tender in order to avoid unpleasant surprise or even

legal disputes for violation of procurement rules.

The perceived loss of freedom of choice is only an apparent loss, because the same procurement rules can continue to be used but have to be

clearly defined at a very early stage. This also applies to technical specifications. The VGB Guidelines, VGB Recommendations and VGB-Standards

(VGB-R, VGB-M, VGB-S) can still be referenced and used.

The technical specifications – to be established in due consideration and proper application of the European Standard DIN EN 45510-5-1 –

are only part of the enquiry and shall be supplemented by commercial, contractual and legal stipulations. This means that the invitation to

tender should address and define all aspects of the later delivery contract.

This guide is a non-binding proposal whose application is voluntary. Its application in whole or in part is left to the parties involved and

shall be agreed in each individual case between the purchaser and the supplier.

The variety of the details makes it impossible to deal with each detail in this guide. It may provide only a framework with criteria that

have definitely to be observed in the order to largely exclude later disputes between the contracting parties.

The VGB Guideline VGB-R 145 “Guide for the Procurement of Steam Turbine Plants” was transposed into VGB-Standard VGB-S-145-00

“Guide for the Procurement of Steam Turbine Plants” taking duly into account any changes to rules, guidelines, standards and codes of practice.

VGB PowerTech Service GmbH

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften

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

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

61


Flexibilität und erneuerbare Energien in Fernwärmesystemen VGB PowerTech 6 l 2019

Flexibilität und erneuerbare Energien

in Fernwärmesystemen –

steigende Anforderungen durch

die Wärmewende

Marc Jüdes und Nico Schmitt

Abstract

Flexibility and renewable energies in

district heating systems – increasing

demand due to the “Wärmewende”

Today, district heating already plays an important

role in the heating market and is crucial for

the current efforts of energy and climate policy.

Especially in urban areas, the integration of renewable

energies into existing district heating

systems is the most ecologically and economically

reasonable option for increasing the share

of renewable energies in the heating sector. The

necessary further development of existing district

heating systems towards sustainable and

– with regard to sector coupling – flexible systems

is, however, a great challenge for district

heating utilities. Since district heating is in

competition with individual heating systems in

the heating market, financial challenges cannot

be tackled by raising customer prices. Therefore,

the decarbonization of district heating

systems currently takes place mainly through a

fuel change from coal to gas. Since neither the

expansion of sectoral coupling nor the greater

flexibility of district heating systems on the electricity

side can generate significant earnings

contributions for companies in the current regulatory

and energy environment, there is hardly

any further development of these two aspects.

To counter this, the flexibility of a combined

heat and power district heating system would

have to be given a higher value. Furthermore,

district heating and heating systems of individual

objects need to be treated equally, a so called

“level-playing-field” needs to be created. l

Autoren

Dr.-Ing. Marc Jüdes

Abteilungsleiter Fernwärme und Umweltdienstleistungen

M.Sc. Nico Schmitt

EnBW Energie Baden-Württemberg AG

Stuttgart, Deutschland

Einleitung

Die Wärmeversorgung hat in Deutschland

einen Anteil von etwa 54 % [1] am Endenergieeinsatz.

Sie stellt damit einen wesentlichen

Hebel für die Erreichung der

Klimaschutzziele dar, zu denen sich

Deutschland verpflichtet hat.

Obwohl durch die Fernwärme, also die leitungsgebundene

Wärmeversorgung vor

allem in städtischen Ballungszentren, nur

knapp 14 % [2] der Wohngebäude versorgt

werden, wird Fernwärmeversorgungssystemen

eine große energie- und klimapolitische

Bedeutung zugesprochen: Aufgrund

ihrer integrierten Wertschöpfungsstruktur

(Erzeugung, Transport/Verteilung und

Kunde) mit bereits bestehenden Erzeugungsstandorten

nahe am Kunden ermöglichen

diese Systeme nämlich integrierte,

systemische Optimierungsansätze. Systemische

Ansätze, also das abgestimmte Zusammenspiel

von Erzeugung und Kundenbedarf,

werden wiederum als eine wesentliche

Voraussetzung für eine verstärkte

Integration erneuerbarer Energien gesehen.

Viele wissenschaftliche Untersuchungen

zum Thema Wärmeversorgung, z.B.

die von Agora Energiewende in Auftrag

gegebene Studie „Wert der Effizienz im Gebäudesektor

in Zeiten der Sektorkopplung“,

empfehlen daher auch einen Ausbau

der Fernwärmeinfrastruktur [3].

Neben den Vorteilen einer integrierten

Wertschöpfungsstruktur stellt das Gesamtsystem

Fernwärme heute bereits eine stark

ausgeprägte Kopplung der Sektoren „Wärme“

und „Strom“ dar: Seit Langem schon

werden Fernwärmeversorgungssysteme zu

einem großen Anteil (im bundesweiten

Durchschnitt über 80 %) aus Kraft-Wärme-

Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) mit

Wärme versorgt [2].

In Fernwärmeversorgungssystemen muss

jederzeit der Wärmebedarf im Versorgungssystem

passgenau bedient werden

können. Die dafür notwendige Flexibilität

wird durch das KWK-Prinzip, sowie durch

unterschiedliche Erzeugungstechnologien,

Anlagengrößen und unterschiedliche

Brennstoffe sichergestellt. Auf dieser

Grundlage können in Anlehnung an §1 des

Energiewirtschaftsgesetzes die Anforderungen

an eine sichere, preisgünstige und

effiziente Energieversorgung garantiert

werden.

Für zukunftsfähige Fernwärmeversorgungssysteme

sollen neben den Kerneigenschaften

der Fernwärmeversorgung auch

solche Eigenschaften weiter ausgebaut

werden, die auf die Eigenschaften eines volatilen

Strommarktes reagieren können

und somit (strom-) netzdienlich eingesetzt

werden können. Aus volkswirtschaftlicher

Sicht ist dieses Vorgehen sinnvoll, da

––

sich durch die technisch verhältnismäßig

einfach und wirtschaftlich relativ

günstig zu realisierende Speicherung

von Wärme die Wärmeerzeugung zeitlich

von der Kundenversorgung entkoppeln

lässt,

––

die KWK-Anlagen sich somit als flexibel

steuerbare Stromerzeugungsanlagen

nutzen lassen und

––

diese somit auch auf eine volatile

Stromeinspeisung erneuerbarer Energien

reagieren können.

In der Praxis lässt sich jedoch feststellen,

dass eine Dekarbonisierung Fernwärmeversorgungsunternehmen

vor einige Herausforderungen

stellt und insbesondere

der Ausbau der gewünschten Sektorkopplung

aktuell kaum zu erkennen ist.

Status Quo in

Fernwärmeversorgungssystemen

Ein Fernwärmeversorgungssystem stellt

ein integriertes Versorgungssystem dar.

Dieses besteht aus den Fernwärmeerzeugungsanlagen,

den Wärmetransport- und

–verteilleitungen und den Kundenanlagen.

Historisch haben sich Fernwärmeversorgungssysteme

ausgehend von zentralen

Erzeugungsstandorten entwickelt. Diese

stellen auch heute noch bei den meisten

Fernwärmeversorgern die hauptsächlichen

Erzeugungsstandorte dar. Typischerweise

finden sich an solchen Standorten einige

wenige Erzeugungsanlagen, die haupt-

62


VGB PowerTech 6 l 2019

Flexibilität und erneuerbare Energien in Fernwärmesystemen

Status Quo Transformation

Stromerzeugungsanlage

1x

Heizkesselanlagen

2x

3x

Gaskessel

Stromerzeugungsanlage

300 MW el

30 MW

3x Gas-BHKWs

el

200 MW th 30 MW th

100 MW th

Heizkesselanlagen

2x

Gaskessel

100 MW th

100 MW th 4x Gaskessel 120 MW th

Bild 1. Anlagenkonfiguration eines beispielhaften Fernwärmestandorts (Fernwärmehöchstlast

200 MW). Links: aktuelle Anlagenkonfiguration, rechts: mögliche Anlagenkonfiguration

nach einem Kohleausstieg. In beiden Fällen ist der Ausfall der größten Wärmeerzeugungsanlage

abgesichert.

sächlich die Brennstoffe Kohle oder Erdgas

verwenden. Darüber hinaus kommen als

wesentliche Brennstoffe Abfall, Heizöl,

Biomasse und Strom zum Einsatz.

In B i l d 1 , linke Seite („Status Quo“), ist

beispielhaft ein solches Fernwärmeversorgungssystem

dargestellt. Die Fernwärme

wird in diesem realitätsnahen Beispiel

durch eine kohlegefeuerte KWK-Anlage

mit einer Fernwärmeleistung von 200 MW

und einer elektrischen Leistung von

300 MW erzeugt.

Üblicherweise werden in Deutschland

Fernwärmesysteme nach dem (n-1)-Prinzip

abgesichert. Das bedeutet, dass der

Ausfall der größten Fernwärmeerzeugungseinheit

in dem jeweiligen System bei

der jeweiligen Auslegungstemperatur immer

noch durch die bestehenden weiteren

Anlagen im System kompensiert werden

kann. In B i l d 1 ist dies dadurch gewährleistet,

dass drei weitere Kesselanlagen an

dem Standort betrieben werden: Zwei gasgefeuerte

Anlagen mit insgesamt 100 MW

Fernwärmeleistung und ein kohlegefeuerter

Kessel mit weiteren 100 MW Fernwärmeleistung.

Theoretisch könnte das so dargestellte Erzeugungssystem,

je nach Erzeugungstechnologie,

unabhängig vom Wärmebedarf

der Fernwärmekunden zwischen 0 und

300 MW elektrisch erzeugen. Es weist somit,

die entsprechende Erzeugungstechnologie

vorausgesetzt (hier also Entnahme-

Kondensationsturbinen), einen großen

Stromüberbau auf, der flexibel für die Sektorkopplung

genutzt werden könnte.

Neben einer hohen Flexibilität ist für die

weitere Entwicklung von Fernwärmeversorgungssystemen

der Anteil erneuerbarer

Energien von wesentlicher Bedeutung.

Heute liegt deren Anteil in städtischen

Fernwärmenetzen zwar bereits bei über

13 %, und damit deutlich oberhalb des

durchschnittlichen Anteils erneuerbarer

Energien bei der städtischen Wärmeversorgung

von rd. 1 % [2]. Da ein hoher Anteil

der erneuerbaren Wärme in urbanen Ballungszentren

aus der Wärmeauskopplung

von Abfallverbrennungsanlagen stammt

[4], stellt eine weitere Erhöhung des Anteils

erneuerbarer Energien erhebliche

technische und energiewirtschaftliche Herausforderungen

dar. Erschwerend kommt

hinzu, dass zur effizienten Einbindung erneuerbarer

Wärme (z.B. Wärmepumpen,

Abwärmenutzung, solarthermische Anlagen)

oftmals zusätzlich deutlich niedrigere

Netztemperaturen benötigt werden, als sie

in den jeweiligen Netzen vorherrschen.

Historisch bedingt befinden sich gerade in

Städten Heißwassernetze mit Vorlauftemperaturen

oberhalb von 100 °C und zum

Teil sogar noch Dampfnetze, die nicht selten

auch zur Prozessdampf- und ‐wärmebereitstellung

dienen [5].

Um die Kapazität eines Fernwärmenetzes

beizubehalten, müssen bei einer Netztemperaturabsenkung

sowohl Vor- als auch

Rücklauftemperaturen abgesenkt werden.

Dies ist jedoch in bestehenden Netzen nur

bis zu einem gewissen Grad möglich. Bei

größeren Temperaturänderungen müssen

in der Regel signifikante Änderungen an

den Kundenanlagen vorgenommen werden.

Daher muss für eine erfolgreiche

Transformation hin zu einem regenerativen

Fernwärmesystem neben der Erzeugungsseite

auch ein besonderes Augenmerk

auf die Netz- und Kundenseite gelegt

werden.

Herausforderungen bei der

Transformation zu nachhaltigen

Fernwärmesystemen

Viele Untersuchungen zeigen auf, dass die

leitungsgebundene Wärmeversorgung

durch Fernwärmesysteme einen wesentlichen

Bestandteil der Energiewende in

städtischen Ballungszentren darstellt – allein

schon deswegen, weil es im hochverdichteten

städtischen Raum wenige mit

technisch realistischem Aufwand machbare

Alternativen gibt. Einigkeit besteht im

Wesentlichen auch darüber, dass Fernwärmesysteme

nach einem ersten Schritt

(Kohleausstieg) und der anschließenden

vollständigen Dekarbonisierung (abgeschlossene

Transformation) durch ein

weitgefächertes Spektrum an Wärmeerzeugungstechnologien

gekennzeichnet

sein werden. Demnach setzt sich ein Fernwärmeversorgungssystem

der Zukunft aus

effizienten (bio-)gasgefeuerten KWK-Anlagen,

Power-to-Heat-Anlagen (z.B. Wärmepumpen)

und Anlagen mit erneuerbaren

Energien (z.B. Biomasse, Solarthermie

oder Geothermie) zusammen, die in Niedertemperaturnetze

einspeisen. Neben

dem Einsatz nachhaltiger Erzeugungstechnologien

und einer erhöhten industriellen

Abwärmenutzung spielt auch die kundenseitige

Erhöhung der wärmeseitigen Flexibilität

eine wichtige Rolle, da Kunden zukünftig

ebenfalls flexibel auf die energiewirtschaftlichen

Rahmenbedingungen

reagieren oder gesteuert werden (Demand-Side-Management).

Anreize für eine entsprechende Entwicklung

sind z.B. in den Ausschreibungen für

innovative KWK-Systeme (iKWK) im Kraft-

Wärme-Kopplungsgesetz (KWK-Gesetz)

vorgesehen.

Für die meisten Fernwärmeversorger bedeutet

dies große Veränderungen in der

Erzeugungsstruktur, in den Netzen und in

der Kundenversorgung. Neben den rein

technischen Herausforderungen (z.B. Flächenknappheit,

Temperaturanforderungen,

Verfügbarkeit) sind dabei vor allem

wesentliche Fragen bezüglich der Kostenallokation

(Anlegbarkeit im Wärmemarkt)

und der regulatorischen Rahmenbedingungen

(Fördermechanismen, Besteuerung,

CO 2 -Handelspflicht) zu klären.

Speziell im Hinblick auf die Erhöhung des

Anteils erneuerbarer Energien ist in Ta b e l -

l e 1 erkennbar, dass die Integration erneuerbarer

Energien kein energietechnischer

und -wirtschaftlicher „Selbstläufer“ ist.

Es ist offensichtlich, dass sich die zukünftigen

Erzeugungstechnologien derzeit aufgrund

des Platzbedarfs, der Steuerbarkeit,

des notwendigen technischen Aufwands

für die Einbindung und letztendlich der

Kosten noch nicht grundsätzlich gegenüber

konventionellen Systemen durchsetzen

können. Aus betriebswirtschaftlicher

Sicht stellen sich aktuell nahezu alle nachhaltigen

Technologien in den meisten Fällen

als unwirtschaftlich dar, jedenfalls so

lange, wie technisch einwandfrei funktionierende

Erzeugungsanlagen ersetzt werden

sollen. In der Praxis erfolgt die Dekarbonisierung

von Fernwärmeversorgungssystemen

daher hauptsächlich durch den

Brennstoffwechsel von Kohle auf Erdgas.

Festzuhalten bleibt: Die vollständige Transformation

eines Fernwärmeversorgungssystems

im Sinne des vorgenannten Ziel-

63


Flexibilität und erneuerbare Energien in Fernwärmesystemen VGB PowerTech 6 l 2019

Tab. 1. Qualitative Bewertung von Optionen zur Einbindung erneuerbarer Energien in Fernwärmeversorgungssystemen

im Vergleich zu typischen Fernwärmesystemen (Kohle- und Gas-KWK,

historisch gewachsene Netzstrukturen, Vorlauftemperaturen > 100 °C etc.). Großflächensolarthermie

hier in Verbindung mit saisonalem Wärmespeicher.

Geothermie Power-to-Heat Industrieabwärme

CO2-

Emissionen

Platzbedarf

Erzeugungsanlage

Existenz

Energiequelle /

Steuerbarkeit

Biomasse HKW

bilds ist für den jeweiligen Fernwärmeversorger

oftmals eine sehr große

Herausforderung. Sie ist allerdings technisch

lösbar und unter den gegebenen

Randbedingungen im Vergleich zu Einzelheizungssystemen

oftmals die ökologischste

und gleichzeitig volkswirtschaftlich kostengünstigste

Option zur Erreichung der

Klimaziele.

Aktuelle Entwicklung in der

Fernwärmeversorgung

Großflächensolarthermie

Branchenweit erfolgen derzeit Überlegungen,

wie die praktische Umsetzung der Dekarbonisierung

mittel- bis langfristig erfolgen

kann. In vielen Fällen besteht der erste

Schritt darin, größere kohlegefeuerte

Frischwärmeerzeuger und KWK-Anlagen

durch gasgefeuerte KWK-Anlagen, häufig

Gasmotoren, und Spitzenlastkessel zu ersetzen.

Wie bereits erläutert, stellt dies in

vielen Fällen aus heutiger Sicht die einzige

wirtschaftlich umsetzbare Möglichkeit einer

Dekarbonisierung dar. Anders sind die

aktuellen und mindestens auch mittelfristigen

Anforderungen der Kunden insbesondere

an die Versorgungssicherheit, die Erzeugungsleistungen

und die Vorlauftemperaturen

kaum sicherzustellen.

Beispielhaft für diese Entwicklung seien

die Stadtwerke Flensburg, die Stadtwerke

Kiel, KWM Mainz-Wiesbaden und die

EnBW in Stuttgart-Gaisburg genannt, die

zusammen 33 Gasmotoren installiert haben

und die Dekarbonisierung durch den

Umstieg von Kohle auf Gas realisieren.

Auch über das Ausschreibungsregime des

KWK-Gesetzes lassen sich ähnliche Entwicklungen

erkennen: Sowohl in der regulären

Ausschreibung als auch in der Ausschreibung

für iKWK dominieren Gasmotoren.

Die Entwicklung hin zu kleineren, am Wärmebedarf

orientierten Anlagen, bringt für

Fernwärmeversorger zwei Vorteile mit

sich: Einerseits verringert sich die installierte

Fernwärmeerzeugerleistung aufgrund

der kleineren Stückelung der Erzeu-

+ ++ ++ + ++

- -- + - +

0 - - 0 -

Kosten -- 0 - - -/+

Einbindung / 0 - 0 - -

Umbau

geranlagen und der damit verbundenen

Verringerung der benötigten Absicherungsleistung

deutlich. Andererseits verringern

sich mögliche negative Ergebniseffekte

aus der Stromproduktion von gasgefeuerten

Anlagen aufgrund der niedrigeren

Stromerzeugungsleistung.

Dekarbonisierungsmaßnahmen,

Flexibilität und

Versorgungssicherheit des

Energiesystems

Obwohl die beiden vorgenannten Aspekte

betriebswirtschaftlich klar nachzuvollziehen

sind, gibt es jedoch aus volkswirtschaftlicher

Sicht eindeutige Nachteile:

Wenn ein großer Anteil der Anlagen den

gleichen Brennstoff verwendet und sich

ähnlich verhält, dann sinkt dadurch tendenziell

die Flexibilität des Gesamtsystems

(alle Anlagen verhalten sich gleich) und

die Abhängigkeit von der Gasversorgungssicherheit

steigt deutlich an.

Wenn also zukünftige Fernwärmeversorgungssysteme

nachhaltig, dezentral und

flexibel sein sollen und darüber hinaus

eine starke Sektorkopplung aufweisen sollen,

dann stellt sich die Frage, wieso die

aktuellen Dekarbonisierungsmaßnahmen

im Fernwärmebereich diesen Anforderungen

nur zum Teil erfüllen und insbesondere

eine verstärkte Sektorkopplung kaum zu

beobachten ist.

Anhand eines realitätsnahen Beispiels (vgl.

B i l d 1 ) werden nachfolgend die Gründe

hierfür erläutert.

––

Verringerung des Leistungsüberhangs.

Durch den Rückgang der installierten

Fernwärmeerzeugerleistung werden die

Systeme zukünftig enger an ihren Grenzen

und damit grundsätzlich unflexibler

gefahren.

Beispiel: Obwohl die Spitzenlast gleich

bleibt reduziert sich die installierte thermische

Leistung durch die Transformation

von 400 MW auf 250 MW – im Wesentlichen

bedingt durch die kleinere

Anlagenstückelung und das dadurch angepasste

Absicherungskonzept. Bei einer

Fernwärmelast in Höhe von 200 MW

müssen nach der Transformation im Falle

eines Gaskesselausfalls zwingend alle

verbleibenden Gaskessel und mindestens

zwei BHKWs gefahren werden. Im

Status Quo können die Anlagen bei einem

Heizkesselausfall deutlich flexibler

gefahren werden, da die benötigte Leistung

von 200 MW entweder vollständig

aus der KWK-Anlage oder aus einer Kombination

aus KWK-Anlage und verbleibenden

Heizkesseln bereitgestellt werden

kann.

––

Verringerung der Brennstoffvielfalt.

Die Anlagen in einem Erzeugungspark

werden sich immer ähnlicher und die

vorhandene Brennstoffvielfalt nimmt ab,

da Kohleanlagen aus betriebswirtschaftlichen

Gründen hauptsächlich durch

Gasanlagen ersetzt werden. Somit kann

der Erzeugungspark weniger flexibel auf

unterschiedliche Rahmenbedingungen

reagieren.

Beispiel: Die im Beispiel gezeigte Veränderung

von kohlegefeuerten KWK-Anlagen

auf Gasmotoren findet bei vielen

Fernwärmeversorgern statt. Somit

nimmt zum einen die Flexibilität innerhalb

eines Erzeugungsparks ab, da zukünftig

ein Brennstoff entfällt. Zusätzlich

wird der Einsatz der KWK-Anlagen

deutschlandweit immer ähnlicher, da die

Fernwärmeversorger gleiche Technologien

mit gleichen Brennstoffen einsetzen.

In jedem Fall steigen die Anforderungen

an eine gesicherte Gasversorgung.

––

Reduzierung der Sektorkopplung.

Das Ersetzen großer kohlegefeuerter

KWK-Dampfkraftanlagen durch kleinteiligere

gasgefeuerte Gasmotoren führt zu

einer deutlich verringerten maximalen

Stromauskopplung. Eine geringere Flexibilität

wärmeseitig (vgl. Punkt 1) und

die geringere mögliche Stromauskopplung

führen zu einer Verringerung der

Sektorkopplung zwischen dem Stromund

Wärmesektor.

Beispiel: Der Ersatz der großen kohlegefeuerten

KWK-Anlage mit einer elektrischen

Leistung von 300 MW durch drei

BHKWs mit einer elektrischen Gesamtleistung

von 30 MW führt zu einer Reduktion

der verfügbaren elektrischen

Leistung um 270 MW, welche somit dem

Strombereich und der Sektorkopplung

nicht mehr zur Verfügung steht.

––

Rückgang von Flächen.

Aufgrund der Knappheit von bezahlbarem

Wohnraum in vielen urbanen Regionen

entstehen Begehrlichkeiten, die

durch einen Brennstoffwechsel nicht

mehr genutzten Kohlehalden als Konversionsflächen

für Wohnbebauungen zu

verwenden. Diese Flächen stünden somit

zukünftig nicht mehr für die Neuerrichtung

von Energieversorgungsanlagen

zur Verfügung.

64


VGB PowerTech 6 l 2019

Flexibilität und erneuerbare Energien in Fernwärmesystemen

Fazit

Eine hohe Flexibilität sektorgekoppelter

Fernwärmeversorgungssysteme mag sich

in Studien als wesentlicher Hebel für die

Umsetzung der Energiewende darstellen.

In der Praxis lässt sich dies jedoch nicht

oder nur sehr eingeschränkt beobachten.

Für eine erfolgreiche Wärmewende ist jedoch

gerade in städtischen Ballungszentren

eine Fernwärmeversorgung zur Deckung

des Wärmebedarfs alternativlos. So

steigt beispielsweise nach der Agora Studie

„Wärmewende 2030“ der Anteil der Wärmeversorgung

aus Wärmenetzen am Gebäudewärme-Mix

von 9 % im Jahr 2015

auf 20 % im Jahr 2030 [6]. Neben dem

Fernwärmeausbau ist auch die Transformation

der Fernwärmeversorgungssysteme

hin zu nachhaltigen, und im Hinblick

auf eine Sektorkopplung flexiblen Systemen

essentiell zur Erreichung der Klimaziele.

Diese aus volkswirtschaftlicher Sicht sinnvollen

Ziele lassen sich jedoch bei der Umsetzung

im Einzelnen bei den Fernwärmeversorgungsunternehmen

nur bedingt erkennen.

Eine wesentliche Ursache hierfür

ist, dass die Fernwärme, bei allen berechtigten

Anforderungen an sie, im Wettbewerb

im Wärmemarkt steht. Die erheblichen

technischen und finanziellen Herausforderungen,

die mit einer entsprechenden

Transformation verbunden sind, lassen

sich jedoch derzeit beim Wärmeendkunden

preislich nicht darstellen.

Vor diesem Hintergrund verwundert es

nicht, dass die Dekarbonisierung der Fernwärmeversorgungssysteme

derzeit im Wesentlichen

durch einen betriebswirtschaftlich

darstellbaren Brennstoffwechsel von

Kohle auf Gas vorangetrieben wird, welcher

sich negativ auf die Flexibilität des

Wärmesystems auswirkt. Um die volkswirtschaftlich

effiziente Transformation

bestehender Fernwärmesysteme hin zu

stark sektorgekoppelten integrierten Versorgungssystemen

zu ermöglichen, müsste

der Flexibilität eines Wärmesystems daher

ein deutlich höherer Wert beigemessen

werden.

Dreh- und Angelpunkt für eine Umsetzung

der Anforderungen an Fernwärmesysteme

wird letztendlich sein, wie sich die Fernwärme

im regulatorischen Umfeld gegenüber

den Wettbewerbstechnologien positionieren

kann. Hierfür ist ein so genannntes

„level-playing-field“ im Wärmebereich unerlässlich,

welches zu einer Gleichbehandlung

der Fernwärmeversorgung und der

Versorgung von Einzelobjekten führt. Nur

wenn beide Systeme den gleichen Anforderungen

gerecht werden müssen, lassen sich

am Ende Flexibilität und eine verstärkte

Sektorkopplung auch umsetzen, ohne zu

„Ausweichbewegungen“ auf andere Technologien

zu führen. Ein level-playing-field

könnte z.B. durch eine umfassende und vor

allem einheitliche Bepreisung von CO2-

Emissionen für alle Heizungssysteme, einen

Ausbau entsprechender Förderprogramme

oder durch andere regulatorische

Maßnahmen geschaffen werden.

Literaturverzeichnis

[1] Bundesministerium für Wirtschaft und

Energie. (2018). https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Infografiken/Energie/Energieda

ten/Energiegewinnung-und-Energieverbrauch/energiedaten-energiegewinnung-verbrauch-09.html

[2] BDEW Bundesverband der Energie- und

Wasserwirtschaft e.V. (2017). Zukunft Wärmenetzsysteme.

Berlin.

[3] ifeu, Fraunhofer IEE und Consentec (2018):

Wert der Effizienz im Gebäudesektor in Zeiten

der Sektorenkopplung. Studie im Auftrag von

Agora Energiewende

[4] Energy Brainpool. (2017). Beitrag Thermischer

Abfallbehandlungsanlagen zur Energiewende.

Im Auftrag von Interessengemeinschaft

der Thermischen Abfallbehandlungsanlagen

in Deutschland e.V. (ITAD). Berlin.

[5] Schneller, A., Frank, L., & Töpfer, K. (2017).

Wärmenetze 4.0 im Kontext der Wärmewende.

Analyse der Regelungs- und Förderlandschaft

innovativer Wärmesysteme. adelphi.

[6] Fraunhofer IWES/IBP. (2017). Wärmewende

2030. Schlüsseltechnologien zur Erreichung

der mittel- und langfristigen Klimaschutzziele

im Gebäudesektor. Studie im Auftrag von Agora

Energiewende. Berlin.

l

VGB-Standard

RDS-PP ® – Application Guideline Part 41: Power to Gas

RDS-PP ® – Anwendungsrichtlinie Teil 41: Power to Gas

1. Ausgabe 2018 – VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE (Englisch/Deutsche Ausgabe)

DIN A4, 160 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 280,–, für Nicht mit glie der € 375,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

For efficient project planning, development, construction, operation and maintenance of any industrial plant, it

is helpful to structure the respective plant and assign clear and unambiguous alphanumeric codes to all assemblies

and components. A good designation system reflects closely the structure of the plant and the interaction

of its individual parts.

This VGB-Standard applies to the designation of the Power to Gas plants according to the Reference

Designation System for Power Plants RDS-PP ® in accordance with the international sector specific standard

ISO/TS 81346-10 for power plants.

This guideline is addressed to those responsible for the design and operation of Power to Gas plants e.g. planners,

operators, legal authorities, suppliers, manufacturers, service providers, experts, research institutions, etc.

VGB-Standard

RDS-PP ®

Application Guideline Part 41:

Power to Gas

Anwendungsrichtlinie Teil 41:

Power to Gas

VGB-S-823-41-2018-07-EN-DE

Für eine effiziente Abwicklung der Aufgaben von Planung, Entwicklung, Bau, Betrieb und Instandhaltung einer industriellen Anlage, ist es hilfreich,

die Anlage zu gliedern und die einzelnen Anlagenteile klar und eindeutig mit einem alphanumerischen Kennzeichen zu versehen. Eine gute Kennzeichensystematik

bildet die Struktur der Anlage und das Zusammenwirken ihrer einzelnen Teile genau ab.

Dieser VGB-Standard gilt für die Kennzeichnung von Power to Gas Anlagen nach dem Referenzkennzeichensystem RDS-PP ® in Übereinstimmung

mit der internationalen Fachnorm DIN ISO/TS 81346-10 für Kraftwerke.

Die Anwendung der VGB Richtlinien für die Kennbuchstaben nach VGB-S-821-00 (früher VGB-B 101) und VGB-B 102 ist verbindlich.

Diese Richtlinie wendet sich an die für Planung und Betrieb von Power to Gas Anlagen Verantwortlichen, z. B. Planer, Betreiber, Genehmigungsbehörden,

Lieferanten, Hersteller, Serviceprovider, Sachverständige, Forschungseinrichtungen etc.

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

VGB PowerTech Service GmbH

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften

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

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

65


Modellbasierte Untersuchungen zum Einsatz erneuerbarer Energiesysteme in alpinen Gebieten VGB PowerTech 6 l 2019

Modellbasierte Untersuchungen zum

Einsatz erneuerbarer Energiesysteme

in der Energieversorgung alpiner

Ski- und Wandergebiete

Claudia Werner und Ivo Schillig

Abstract

Model-based studies on the use of

renewable energy systems in the energy

supply of alpine ski and hiking areas

This paper examines energy supply variants

based on renewable energy systems, viz. photovoltaic

and wind power systems, for special use

in ski and hiking areas in the Swiss Pre-Alps,

Alps and Southern Alps. For this purpose, a specially

developed model is introduced to open up

the possibility of variant calculations. This

model connects the characteristics of the ski and

hiking areas, the characteristics of the energy

supply variants including the selected renewable

energy systems and the existing economic

and technical conditions. Moreover, the model

considers current statistics as well as climate

scenarios/predictions of the alpine regions in

order to analyse the present and future significance

of the selected renewable energy systems

within the energy supply of the alpine ski and

hiking areas. On this basis, the resulting effects

of the renewable energy systems in current and

future energy supply are discussed by using a

selected example. The evaluation of the energy

supply variants is carried out technology-neutral

and on the basis of the cost efficiency. The

results concerning the energy supply of the discussed

alpine ski and hiking areas exemplify the

regional interest of photovoltaic systems and

the local interest of wind power systems. l

In diesem Beitrag werden Energieversorgungsvarianten

basierend auf erneuerbaren

Energiesystemen (Photovoltaikanlagen,

Windkraftanlagen) für den speziellen

Einsatz in Ski- und Wandergebieten des

Schweizer Voralpen-, Alpen- und Südalpenraumes

untersucht. Zu diesem Zweck

wird ein eigens entwickeltes Modell eingeführt,

das die Merkmale jener Ski- und

Wandergebiete, die Merkmale ihrer Energieversorgung

sowie vorliegende wirtschaftliche

und auslegungstechnische Rahmenbedingungen

miteinander verknüpft

und die Möglichkeit zu Variantenrechnungen

eröffnet. Um die gegenwärtige und zukünftige

Bedeutung des Einsatzes der ausgewählten

erneuerbaren Energiesysteme

innerhalb der Energieversorgung der alpinen

Ski- und Wandergebiete zu analysieren,

werden im Modell neben aktuellen

Statistiken, Klimaszenarien/-prognosen

der alpinen Regionen hinterlegt. Auf dieser

Grundlage werden die resultierenden Effekte

des Einsatzes der erneuerbaren Energiesysteme

in der gegenwärtigen und zukünftigen

Energieversorgung am ausgewählten

Beispiel diskutiert. Die Bewertung der Energieversorgungsvarianten

erfolgt dabei technologieneutral

auf der Basis der Kosteneffizienz.

In dem Zusammenhang wird gezeigt,

dass die Energieversorgung jener alpiner

Ski- und Wandergebiete mit Photovoltaikanlagen

regional und mit Windkraftanlagen

lokal interessant sein kann.

1 Einleitung

Bereits im ausgehenden 18. Jahrhundert

erreichte der Tourismus in den Alpen – der

größten Gebirgskette Zentraleuropas – seine

erste Blütezeit [1]. Heute zählt der Alpenraum

mit Millionen Touristen jährlich

zu den wichtigsten Urlaubsregionen weltweit

[2]. Dieser Beitrag widmet sich der

Energieversorgung alpiner Ski- und Wandergebiete

und untersucht diese am Beispiel

des Schweizer Voralpen-, Alpen- und

Südalpenraumes. Da in Zukunft von einer

erweiterten Steigerung des Anteils der erneuerbaren

Energien in der Schweizer

Energieversorgung auszugehen ist [3],

werden nachfolgend die Effekte des Einsatzes

erneuerbarer Energiesysteme für die

spezielle Anwendung in alpinen Ski- und

Wandergebieten untersucht.

Im Beitrag werden vor diesem Hintergrund

zunächst das entwickelte Modell zur Beschreibung

und Bewertung der Energieversorgung

alpiner Ski- und Wandergebiete

und die Randbedingungen der Berechnungen

vorgestellt (Kapitel 2). Im Rahmen der

Ergebnisdiskussion erfolgt am ausgewählten

Beispiel die vergleichende Bewertung

der untersuchten Energieversorgungsvarianten

in heutiger und zukünftiger Perspektive

unter Berücksichtigung des fortschreitenden

Klimawandels im Alpenraum (Kapitel

3). Nach einer abschließenden Zusammenfassung

der Untersuchungsergebnisse

wird ein Ausblick mit Ansätzen

für weiterführende Arbeiten gegeben (Kapitel

4).

2 Untersuchungsmethoden

Für die Untersuchungen wird ein Modell

zur Beschreibung und Bewertung der Energieversorgung

alpiner Ski- und Wanderge-

Teil I: Merkmale des Versorgungsobjektes

Teil II: Merkmale der Versorgungsanlagen/-systeme

Teil III: Definition der Randbedingungen

Autoren

a) Littstationsgebäude

b) Liftanlagen und Seilbahnen

c) Beschneiungsanlagen

"konventionelle" Energieversorgung

- öffentliches Netz

Wirtschaftliche Parameter

- Marktdaten zur

Einspeisevergütung

Dr.-Ing. habil. Claudia Werner

Dr. Ivo Schillig

Stiftung Alpines Energieforschungscenter

AlpEnForCe

c/o Benediktinerkloster Disentis,

Disentis/Mustér, Schweiz

Technische Parameter

- Standort und Ausstattung

- elektrische Anschlussleistung

- elektrischer Jahresenergiebedarf

"alternative" Energiesysteme

- Photovoltaikanlagen

- Windkraftanlagen

Auslegung der Energiesysteme

- elektrischer Leistungsanteil

Bild 1. Eingangsparameter des entwickelten Modells zur Beschreibung der Energieversorgung

alpiner Ski- und Wandergebiete.

66


VGB PowerTech 6 l 2019

Modellbasierte Untersuchungen zum Einsatz erneuerbarer Energiesysteme in alpinen Gebieten

Tab. 1. Festlegung der touristischen Nutzungsstrukturen der untersuchten alpinen Ski- und

Wandergebiete in 1981-2010.

Wanderbetrieb

(täglich: 08.00-17.00 Uhr)

Skibetrieb

(täglich: 09.00-15.00 Uhr)

biete eingeführt, welches Variantenrechnungen

und -vergleiche ermöglicht. Als

Eingangsparameter dieses Modells werden

die in B i l d 1 beschriebenen Bereiche berücksichtigt,

das heißt die Merkmale des

Versorgungsobjektes (Teil I), die Merkmale

der Energieversorgungsanlagen/-systeme

(Teil II) sowie die wirtschaftlichen und

auslegungstechnischen Randbedingungen

(Teil III), welche nachfolgend im Detail beschrieben

werden:

Teil I: Merkmale des Versorgungsobjektes

Gegenstand dieser Untersuchungen sind

Ski- und Wandergebiete in den Schweizer

Voralpen, Alpen und Südalpen. Auf der Basis

der in der Normperiode 1981 bis 2010

vor Ort gemessenen klimatischen Randbedingungen

[4] werden im Modell Festlegungen

hinsichtlich ihrer touristischen

Nutzungsstrukturen getroffen (Ta b e l -

le 1).

Zur Beschreibung des Energiebedarfes jener

alpiner Ski- und Wandergebiete werden

die zugehörigen Energiebedarfsstrukturen

erarbeitet und im Modell hinterlegt.

Zu diesem Zweck werden die Liftstationsgebäude,

Liftanlagen und Beschneiungsanlagen

als Bestandteile der Ausstattung

der alpinen Ski- und Wandergebiete zunächst

im Einzelnen betrachtet:

––

Liftstationsgebäude: Die untersuchten

Liftstationsgebäude im Voralpen-, Alpen-

und Südalpenraum lassen sich

grundsätzlich nach ihrem thermischen

und elektrischen Energiebedarf charakterisieren.

Im Modell erfolgt die Berechnung

des thermischen Energiebedarfes

nach DIN EN 12831 [5] unter Berücksichtigung

der gemessenen Klimadaten

der jeweiligen Regionen [4] sowie der

Statistiken nach DIN 4710 [6]. Die beheizte

Fläche der Liftstationsgebäude

wurde beispielhaft mit jeweils 1.500 m 2

berücksichtigt. Für die weiteren Untersuchungen

wird davon ausgegangen,

dass die Deckung des berechneten thermischen

Energiebedarfes über elektrische

Heizgeräte erfolgt. Dieser Aspekt

beeinflusst neben der gegebenen elektrischen

Ausstattung der betreffenden Liftstationsgebäude

(vgl. IT-Infrastruktur,

Beleuchtung, gastronomische Einrichtung,

ggf. Ladeinfrastruktur für Elektromobilität)

schließlich die resultierenden

elektrischen Jahresdauerlinien.

––

Liftanlagen und Seilbahnen: Im Rahmen

dieser Modelluntersuchungen wird der

Einsatz von Umlaufseilbahnen betrachtet,

deren elektrischer Leistungsbedarf

Voralpen Alpen Südalpen

Mai - Oktober Mai - Oktober Januar - Dezember

Dezember - Februar November - April -

Elektrische Leistung in kW

nach B i l d 2 in Abhängigkeit der Transportgeschwindigkeit

und -leistung darstellbar

ist. Bei der Beschreibung des

Einsatzes jener Umlaufseilbahnen werden

die aktuellen Erhebungen des

Schweizer Tourismusverbandes bezüglich

der regionalen und saisonalen Verteilung

der Personenverkehrserträge gemäß

[8] berücksichtigt. Unabhängig davon

wird in den aktuellen Berechnungen

die maximale Transportkapazität mit

10.000 Personen/h festgelegt.

Beschneiungsanlagen: Im Modell ist der

Einsatz der Beschneiungsanlagen innerhalb

der Skisaison ausschließlich in den

Fällen vorgesehen, in denen keine (Mindest‐)Schneedecke

von 30 cm in der jeweiligen

untersuchten alpinen Region vorliegt.

Zur technischen Beschneiung werden

im Modell Propellermaschinen gemäß

B i l d 3 verwendet, wobei sich die nachfolgenden

Berechnungen auf eine Pistenfläche

von 150 ha und einen Beschneiungsanteil

von 20 % beziehen.

Mit der Zusammenfassung der jeweiligen

elektrischen Leistungsanteile der beschriebenen

Bedarfsgruppen ergeben sich die

Jahresdauerlinien der alpinen Ski- und

Wandergebiete für die Normperiode 1981

bis 2010 gemäß B i l d 4 . Im direkten Vergleich

zeigen sich dabei auch die resultierenden

Unterschiede bezüglich der benötigten

maximalen Anschlussleistungen und

Gesamtenergiebedarfswerte der betreffenden

alpinen Ski- und Wandergebiete. In

dem Zusammenhang ist zu beachten, dass

diese Ergebnisse von den definierten touristischen

Nutzungsstrukturen (Ta b e l -

l e 1 ) abhängig sind, die sich aus den

standortspezifischen klimatischen Randbedingungen

nach [4] ergeben. Bei fortschreitendem

Klimawandel sind neben der

Änderung der standortspezifischen klimatischen

Randbedingungen (B i l d 5 ) folglich

Änderungen der touristischen Nutzungsstrukturen

(Ta b e l l e 2 ) und damit

Änderungen der elektrischen Jahresdauerlinien

der alpinen Ski- und Wandergebiete