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VGB POWERTECH 9 (2019)

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 9 (2019). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Power plant operation. Energy markets. Biomass CHP.

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 9 (2019).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Power plant operation. Energy markets. Biomass CHP.

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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

9 2019

Focus

• Power plant

operation

• Energy markets

VGB Congress 2019

Opening speech

Dynamic system

simulation for new

energy markets

ANALYTICAL INSTRUMENT

ANALYTICAL INSTRUMENTS

ANALYTICAL ANALYTICAL INSTRUMENTS

INSTRUMENTS

Acid conductivity monitoring –

No more resin change

Acid conductivity monitoring – –

AMI CACE

Acid No No more conductivity resin change

monitoring –

Conductivity After Cation Exchange (CACE) has never been

No more easier resin to measure change than with the new EDI technology for cati

AMI CACE

removal from the sample

AMI Conductivity CACE After Cation Exchange (CACE) has has never been been

Conductivity easier to to measure After Cation than with Exchange the the new (CACE) EDI EDI technology has never for been for cation

easier removal SWAN

to measure from Analytische

the the than sample

Instrumente AG ∙ CH-8340 Hinwil

www.swan.ch ∙ swan@swan.ch

with the new EDI technology for cation

removal from the sample

SWAN Analytische Instrumente AG AG ∙ CH-8340 ∙ Hinwil

∙ SWAN

www.swan.ch

Analytische

∙ swan@swan.ch

Instrumente AG ∙ CH-8340 Hinwil

www.swan.ch ∙ swan@swan.ch

Behaviour of materials

with a varying

magnetic permeability

Biomass CHP plant

Water Steam Cycle

Water Steam Cycle

Water Steam Cycle

Water Steam Cycle

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

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition


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VGB PowerTech 9 l 2019

Editorial

100 Years VGB

Challenges and Innovation in Power Generation

Ladies and Gentlemen,

Energy plays a key role in

our daily lives. We are often

no longer aware of this - energy,

and above all the supply

of electricity, is a matter of

course for us. However, the

generation of energy and its

distribution or transport to

the consumer must function

reliably, be affordable and

environmentally friendly at

the same time.

All of these are three factors

that are summarised in the

term “sustainability”, which is a term that has been used

in many different ways but is nevertheless comprehensible

and formative. VGB PowerTech, as an international technical

trade association for the generation and storage of electricity

and heat, has been committed to this for 99 years.

In late autumn 1920, representatives of the electricity and

chemical industries laid the foundation stone for today’s

VGB. The safe operation of steam boilers was the focus of interest

at the time and the founding idea on the agenda. The

founders of the former VGB not only worked out solutions for

the acute questions of thermal power plant technology but

also developed core ideas which still characterise the work of

and at VGB today:

“Working together for safety, optimum availability,

high economic efficiency and

the best possible environmental compatibility!”

Since then, VGB has been an important companion in the

expansion of the power supply with a special focus on generation

technology. Research & development, bundling and

exchange of know-how as well as practical applications are

characteristic features of the work of VGB PowerTech.

Initially, steam power plants with a capacity of up to 50

megawatts per turbo group were the hallmarks of VGB PowerTech’s

work. Today, however, the range of plants is from a

few kilowatts up to 1,600 megawatts, which is characteristic

for VGB PowerTech, with the special characteristic of technology-neutral

work and technology-overlapping synergies.

In the coming year, under the motto of

“100 Years VGB

this is an opportunity to look back on a successful history, the

challenges facing tomorrow’s power system and the technical

contributions that VGB PowerTech and its member companies

will make to it.

100 years of VGB are 100 years of development of power generation;

also respectively in particular presented and documented

in contributions of “VGB POWERTECH”, formerly

VGB Kraftwerkstechnik” respectively the “Mitteilungen der

VGB”. Therefore, please accompany us in the coming issues of

this journal on a historical journey through time to contributions

from 100 years of power plant technology.

In each issue of VGB POWERTECH, the authors report on

how the challenges of tomorrow’s power supply system will

present themselves and which technical solutions will be developed

for them, with well-founded articles as well as at the

VGB PowerTech’s diverse specialist events – from chemistry

in power plants and maintenance in wind and hydro power to

topics of digitisation, for example.

A special event of the coming anniversary year will be the

VGB Congress*. Under the motto “100 Years VGB” we will

discuss the special challenges for the power supply system of

the future: Flexibility in generation - renewable and conventional

technologies, storage and sector coupling -, security of

supply and digitisation will be the topics of an exciting event

environment.

Technology is our central theme, its optimisation and further

development as well as innovative ideas as the key to this energy

future.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Editor in Chief, VGB PowerTech

Essen, Germany

* VGB Congress 2020, 9 and 10 September 2020, Essen/Germany

1


Editorial VGB PowerTech 9 l 2019

100 Jahre VGB

Herausforderungen und Innovationen in der Stromerzeugung

Sehr geehrte Damen,

sehr geehrte Herren,

Energie spielt in unserem täglichen

Leben eine Schlüsselrolle.

Häufig sind wir uns dessen

gar nicht mehr bewusst – Energie,

und vor allem die Versorgung

mit Strom, ist für uns eine

Selbstverständlichkeit. Die Erzeugung

von Energie und deren

Verteilung bzw. Transport

bis hin zum Verbraucher muss

aber verlässlich funktionieren,

zugleich bezahlbar und umweltverträglich

sein.

All dies sind drei Faktoren, die im zwar vielfältig strapazierten

aber dennoch nachvollziehbaren und prägenden Begriff der

„Nachhaltigkeit“ zusammen gefasst werden. Dafür setzt sich

VGB PowerTech ein, als internationaler technischer Fachverband

für die Erzeugung und Speicherung von Strom und Wärme

– und dies seit 99 Jahren.

Im Spätherbst des Jahres 1920 legten Vertreter der Elektrizitätswirtschaft

und der chemischen Industrie den Grundstein

für den heutigen VGB. Im Mittelpunkt des damaligen Interesses

und als Gründungsgedanke stand der sichere Betrieb von

Dampfkesseln auf der Agenda. Die Gründer des damaligen VGB

erarbeiteten dabei nicht nur Lösungen für die akuten Fragen

der thermischen Kraftwerkstechnik sondern entwickelten auch

Kerngedanken, die bis heute die Arbeit von und bei VGB prägen:

„Sich gemeinsam für Sicherheit, optimale Verfügbarkeit,

hohe Wirtschaftlichkeit und

bestmögliche Umweltverträglichkeit einzusetzen!“

Seitdem ist VGB ein wichtiger Begleiter beim Ausbau der Stromversorgung

mit dem besonderen Fokus auf die Technik der Erzeugung.

Forschung & Entwicklung, Bündeln und Austausch

von Know-how als auch praxisbezogene Anwendungen sind

prägende Kennzeichen der Arbeit des VGB PowerTech.

Waren es anfangs Dampfkraftwerke mit einer Leistung von bis

zu 50 Megawatt pro Turbogruppe, so ist es heute ein Anlagenspektrum

von einigen Kilowatt bis hin zu 1.600 Megawatt Leistung,

die für VGB PowerTech kennzeichnend sind, mit dem

besonderen Merkmal technologieneutraler Arbeit und technologieübergreifender

Synergien.

Im kommenden Jahr werden wir unter dem Motto

„100 Years VGB

dieses besondere Jubiläum erleben – ein Anlass, sowohl auf eine

erfolgreiche Geschichte zu blicken, als auch auf die Herausforderungen

an das Stromversorgungssystem von morgen und die

technischen Beiträge, die VGB PowerTech und seine Mitgliedsunternehmen

dazu beitragen werden.

100 Jahre VGB sind 100 Jahre Entwicklungsgeschichte der

Technik der Stromerzeugung; auch beziehungsweise im besonderen

vorgestellt und dokumentiert in Beiträgen der „VGB

POWERTECH“, vormals „VGB Kraftwerkstechnik“ bzw. den

„Mitteilungen der VGB“. Begleiten Sie uns daher in den kommenden

Ausgaben dieser Fachzeitschrift bei einer historischen

Zeitreise zu Beiträgen aus 100 Jahren Kraftwerkstechnik.

Wie sich die Herausforderungen an das Stromversorgungssystem

von morgen darstellen und welche technischen Lösungsbeiträge

für diese entwickelt werden, darüber berichten die Autoren

in der VGB POWERTECH in jeder Ausgabe mit fundierten

Beiträgen sowie auf den vielfältig ausgeprägten Fachveranstaltungen

des VGB PowerTech – beispielhaft von der Chemie im

Kraftwerk, über die Instandhaltung bei Wind- und Wasserkraft

bis hin zu Themen der Digitalisierung.

Eine besondere Veranstaltung des kommenden Jubiläumsjahres

wird der VGB-Kongress* sein. Auf diesem werden wir unter

dem vorgenannten Motto „100 Years VGB“ die besonderen Herausforderungen

an das Stromversorgungssystem der Zukunft

diskutieren: Flexibilität in der Erzeugung – Erneuerbare und

konventionelle Technologien, Speicher und Sektorkopplung –,

Versorgungssicherheit und Digitalisierung werden in spannendem

Veranstaltungsumfeld thematisiert.

Technik ist dabei unser zentrales Thema, ihre Optimierung und

Weiterentwicklung sowie innovative Ideen als Schlüssel für diese

Energie-Zukunft.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Chefredakteur VGB PowerTech

Essen, Deutschland

* VGB- Kongress 2020, 9. und 10. September 2020, Essen

2


75

years

Quality

Reliability

Safety

Sampling & Analysing Systems

Steam and Water Analysing Systems – SWAS

competence and know-how

VGB-Conference „Chemistry in Power Plants 2019

(22.) 23. + 24. October 2019 Würzburg | Germany


Contents VGB PowerTech 9 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.

• Continuous monitoring of sample flow to validate results

• No resin replacement

• Marginal maintenance

• Uninterrupted data availability

• Self-surveillance of integrated data

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 9 l 2019

100 Years VGB

Innovation at a glance

Christopher Weßelmann 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Industry News 35

Power News 37

Events in brief 39

VGB Congress 2019

„Innovation in Power Generation“ Opening speech

VGB Kongress 2019

„Innovation in Power Generation“ Eröffnungsrede

Hans Bünting 44

Dynamic System Simulation for

new energy markets –

Optimization of a coal fired power plant start-up procedure

Dynamische Systemsimulation für einen sich wandelnden Energiemarkt

– Optimiertes Anfahren eines Kohlekraftwerks

Timm Hoppe, Jan Braune and Lasse Nielsen 47

Hydropower –

Demand-oriented maintenance

Wasserkraft –

Bedarfsgerechte Instandhaltung

VGB PowerTech 52

Hydropower – Exemplary information on the technical

design of components in hydropower plants

Beispielhafte Hinweise zur technischen Ausführung v

on Komponenten in Wasserkraftanlagen

VGB PowerTech 55

Behaviour of materials with a varying magnetic

permeability during eddy current examination

Verhalten von Materialien unterschiedlicher

magnetischer Permeabilität während der Wirbelstromprüfung

Jens Beck, Nico Schönheit und Henner Ostermeyer 58

Security4Safety:

Innovations need protected areas

Security4Safety: Innovationen

brauchen geschützte Räume

Ulf Theike 62

Some notes about the boiling heat transfer

in consideration of the positioning of the evaporator pipe

Anmerkungen zur Wärmeübertragung beim Sieden

unter Berücksichtigung der Lage des Verdampferrohres

Klaus Hoffmann 65

4


VGB PowerTech 9 l 2019

Contents

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

For more information please e-mail us at sales@swan.ch

or visit our homepage www.swan.ch

SWAN ANALYTICAL

INSTRUMENTS AG

CH-8340 Hinwil, Switzerland

E-mail: sales@swan.ch

www.swan.ch

Water Steam Cycle

Biomass CHP plant: Dosing, storage and conveying technology

for waste and fresh wood

Biomasse-Heizkraftwerk: Dosier-, Lager- und Fördertechnik

für Alt- und Frischholz

Vecoplan77

The innovative ARED-V © shut-off valve

Das innovative Absperrventil ARED-V ©

Volker Wurzer 79

P2G – why not yet business as usual?

P2G – warum eigentlich noch nicht?

Albrecht Pfaud 82

Operating results 89

VGB News 92

Inserentenverzeichnis94

Events95

Imprint96

Preview VGB PowerTech 10|2019 96

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

volumes, are available for free download at

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

Jahresinhaltsverzeichnis 2018: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2018

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:

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

5


Abstracts VGB PowerTech 9 l 2019

VGB Congress 2019

„Innovation in Power Generation“

Opening speech

Hans Bünting

Opening speech by Hans Bünting, Chair of the

VGB PowerTech e.V., at the VGB Congress 2019

“Innovation in Power Generation” in Salzburg,

Austria, September 4 to 5, 2019.

The next VGB Congress will take place on 9 and

10 September 2020 in Essen, Germany under

the motto: “100 Years VGB”.

Dynamic System Simulation for

new energy markets –

Optimization of a coal fired power plant

start-up procedure

Timm Hoppe, Jan Braune and Lasse Nielsen

In the context of a changing energy market,

new challenges and operating modes for conventional

power plants arise, which have to

partially compensate for the fluctuating feedin

of renewable energies. Dynamic system

simulation can be used as a cost-effective and

supportive tool during all project phases to

answer questions posed by new requirements.

The article presents the ClaRa+ power plant

library (Modelica code) and its possible applications.

The library was created as part of the

projects DYNCAP and DYN-START. Based on a

detailed model of a state-of-the-art coal-fired

power plant, the possibilities and advantages of

dynamic system simulation are illustrated. The

use case shows how the software is used to optimize

the start-up process and thus reduce fuel

consumption with-out increasing the stress load

in the thick-walled components and intervening

in the running operation of the system.

Hydropower –

Demand-oriented maintenance

VGB PowerTech

Whereas in the past the power plants were

constantly monitored by operating personnel,

today this monitoring is carried out by technical

systems which, provided the necessary

maintenance and inspection work is carried

out, are intended to guarantee maximum operational

safety. Careful maintenance, sensible

planning of inspection periods, an appropriate

spare parts store and timely repair and renewal

of the plants ensure high availability and lay the

foundation for economical energy generation.

Hydropower – Exemplary information on

the technical design of components in

hydropower plants

VGB PowerTech

In the article notes are given on the technical

design of components in hydropower plants

that have proven themselves in practice. The

timely handling of these points reduces the risk

of possibly necessary improvements with high

costs and long unavailabilities. The information

relates both to new construction projects and to

conversions and renewals.

Behaviour of materials with a varying

magnetic permeability during

eddy current examination

Jens Beck, Nico Schönheit and

Henner Ostermeyer

The eddy current inspection (ET) is the preferred

method for non-destructive evaluation

of thin-walled metallic components during

in-service inspections in the nuclear industry.

Although many appropriate standards were

established for a large range of possible detectable

indications, there are still new types of

indications to be found, which cannot be reliably

interpreted by established methods. During

a standard ET inspection of a roll-expanded

plug in a steam generator heating tube such

an indication was encountered. The existence

of a flaw could be excluded by comparing the

indication with notch signals of test specimens.

The nature of the source of the new detected

signal however was not completely understood.

Therefore, several experimental investigations

were conducted in order to clarify the nature of

the indication encountered as well as to create

a database for future evaluations of this type of

indications. Furthermore, the described procedure

is applicable for other, formerly unidentified

Indications.

Security4Safety:

Innovations need protected areas

Ulf Theike

Digital networking and the use of industry 4.0

applications in plant engineering require a joint

and holistic approach to IT security and functional

security. Security4Safety combines the

prevention of external hazards with accident

prevention. IEC 62443 provides a normative

basis for the area of IT security, and the relevant

standards for functional security have already

been supplemented by the aspect of IT security,

or are currently being revised. Only consistent

implementation will lead to sustainable success

for a digitally networked industry. Companies

must remain effectively protected, especially

against loss of production and liability risks.

Society must be able to trust that it will also

remain protected against the dangers of 21st

century technology. Innovations must not be

prevented, but th

Some notes about the boiling heat transfer

in consideration of the positioning of the

evaporator pipe

Klaus Hoffmann

The paper deals with special questions regarding

the arrangement of evaporation systems of

gravity circulation boilers. General terms like

(e.g.) the critical heat flux is described with the

focus to optimize the evaporation process in the

case of inclined and horizontally arranged evaporator

pipes. The focus was to optimize the cooling-

process of these pipes and the avoiding of

dynamic instabilities, especially the generation

of density wave oscillations (DWO). The text

depicts ways to avoid and calculate the appearance

of density wave oscillations (DWO) and

predicts possibilities to optimize the flow conditions

and therefore the cooling conditions in

the case of inclined and horizontally arranged

evaporator pipes. The result of the text should

be to enable the designer to design, optimise

and judge inclined and horizontally arranged

evaporator pipes properly.

Biomass CHP plant:

Dosing, storage and conveying technology

for waste and fresh wood

Vecoplan

Biomass cogeneration plants (BMHKW) generate

electrical energy from biogenic solids - and

additional heat that can be used efficiently. For

a smooth combustion process, the mass must be

mechanically processed in advance to obtain a

homogeneous unit free of impurities. The Swiss

energy supplier EBL (Cooperative Elektra Baselland)

develops, builds and operates BMHKW.

The energy supplier relies on Vecoplan’s tailormade

storage, conveying and dosing technology

to supply and process waste wood and forest

chips for the boiler of the large-scale heating

network in Pratteln, a municipality in the canton

of Basel-Landschaft.

The innovative ARED-V © shut-off valve

Volker Wurzer

In the age of energy efficiency, growing environmental

protection and ever-increasing

economic pressure due to the globalization of

markets, plant operators, such as plant maintenance

companies, are looking for opportunities

to optimize plants in order to increase efficiency

and, above all, to increase plant availability.

New plants are now being designed to the limits

of what is feasible in terms of their operating

parameters and therefore require particularly

innovative applications. Due to their geometry,

standard shut-off valves have a deflection of the

flow, which inevitably leads to increased wear

due to erosion and cavitation. The task was

therefore to design an improved shut-off valve

that would allow simple, cost-effective maintenance

and repair. This task is solved by the shutoff

valve ARED-V©.

P2G – why not yet business as usual?

Albrecht Pfaud

Renewable energies (RE) electricity generated

by wind and sun is volatile which means the

production does not fit with the load and is as

fluctuating as the weather is. In spite of that,

the EEG stipulates, that the network operators

must purchase this electricity by priority.

Consequently, difficulties arise, when during

a period of weak load the production is high,

for example during stormy weather. Because

of missing alternatives this redundant energy

is pushed to exportation at low, even negative

prices. It is astonishing, that the EEG regularizes

in detail the reimbursement of the producers,

but does not give any instruction how to use

such abundant energy in a useful way. However,

technical possibilities to substitute fossil energy

by green current are well known, but large scale

application fails due to missing incentive tariffs.

Given the partial privilege of the RE producers,

the EEG itself impedes that redundant current

will be applied for reasonable substitution of

CO 2 -emissions. Taken as an example “Power to

Hydrogen” for the use as basic chemical materials,

it will be shown, that P2H2 by electrolysis

is convenient to substitute methane for H 2 reformation.

6


VGB PowerTech 9 l 2019

Kurzfassungen

VGB Kongress 2019

„Innovation in Power Generation“

Eröffnungsrede

Hans Bünting

Eröffnungsrede von Hans Bünting, Vorsitzender

des VGB PowerTech e.V., anlässlich des

VGB-Kongresses 2019 „Innovation in Power Generation“

in Salzburg/Österreich, 4. bis 5. September

2019. Der nächste VGB-Kongress findet

statt am 9. und 10. September 2020 in Essen,

Deutschland unter dem Motto: 100 Years VGB.

Dynamische Systemsimulation für einen

sich wandelnden Energiemarkt –

Optimiertes Anfahren eines Kohlekraftwerks

Timm Hoppe, Jan Braune und Lasse Nielsen

Im Umfeld eines sich wandelnden Energiemarktes

ergeben sich neue Herausforderungen und

Betriebsweisen für konventionelle Kraftwerke,

welche die fluktuierende Einspeisung erneuerbarer

Energien teilweise kompensieren müssen.

Dynamische Systemsimulation kann als kostengünstiges

und unterstützendes Werkzeug in

allen Projektphasen genutzt werden, um Fragestellungen

zu beantworten, welche sich aus den

neuen Anforderungen ergeben. Im Beitrag wird

die in Modelica programmierte Kraftwerksbibliothek

ClaRa+ und ihre möglichen Einsatzbereiche

vorgestellt. Anhand des detaillierten

Modells eines aktuellen Steinkohlekraftwerks

werden die Möglichkeiten und Vorteile der dynamischen

Systemsimulation verdeutlicht. Im

Rahmen des Anwendungsbeispiels wird gezeigt,

wie die vorgestellte Software genutzt werden

kann, um den Anfahrprozess zu optimieren und

so den Brennstoffverbrauch zu reduzieren, ohne

die Stressbelastung in den dickwandigen Bauteilen

zu erhöhen und in den laufenden Betrieb der

Anlage einzugreifen.

Wasserkraft –

Bedarfsgerechte Instandhaltung

VGB PowerTech

Wurden in der Vergangenheit die Kraftwerke

ständig vom Betriebspersonal überwacht, wird

diese Überwachung heute von technischen

Systemen übernommen, die, vorausgesetzt die

Wartungs- und Inspektionsarbeiten werden in

notwendigem Maße durchgeführt, ein Maximum

an Betriebssicherheit garantieren sollen.

Ein sorgfältiger Unterhalt, eine sinnvolle Planung

von Revisionszeiträumen, ein angemessenes

Ersatzteillager und die rechtzeitige Instandsetzung

und Erneuerung der Anlagen sichern

eine hohe Verfügbarkeit und legen den Grundstein

für eine wirtschaftliche Energieerzeugung.

Beispielhafte Hinweise zur technischen

Ausführung von Komponenten in

Wasserkraftanlagen

VGB PowerTech

Im Beitrag werden Hinweise zur technischen

Ausführung gegeben, die sich in der Praxis bewährt

haben. Die rechtzeitige Behandlung dieser

Punkte reduziert das Risiko eventuell erforderlicher

Nachbesserungen mit hohen Kosten

und langen Nichtverfügbarkeiten. Die Hinweise

betreffen sowohl Neubauprojekte als auch Umbauten

und Erneuerungen.

Verhalten von Materialien unterschiedlicher

magnetischer Permeabilität während der

Wirbelstromprüfung

Jens Beck, Nico Schönheit

und Henner Ostermeyer

Die Wirbelstromprüfung (ECT) ist die bevorzugte

Methode zur zerstörungsfreien Prüfung von

dünnwandigen metallischen Bauteilen während

der betrieblichen Wiederholungsprüfung in der

Nuklearindustrie. Insbesondere für die Prüfung

von Dampferzeuger-Heizrohren und -Heizrohrstopfen

ist dies die etablierte Methode. Obwohl

viele entsprechende Standards für eine große

Bandbreite möglicher detektierbarer Anzeigen

festgelegt wurde, werden immer noch neue Anzeigentypen

festgestellt, die mit den herkömmlichen

Methoden nicht zuverlässig Interpretiert

werden können. Während einer routinemäßigen

Wirbelstromprüfung eines Walzstopfens

in einem Dampferzeuger wurde eine derartige

Anzeige detektiert. Ein Volumenfehler konnte

aufgrund des Vergleichs mit Prüfkörpern mit

Nuten ausgeschlossen werden. Der Ursprung

der festgestellten Anzeige konnte aufgrund des

Signals nicht vollständig nachvollzogen werden.

Es wurden daher Untersuchungen durchgeführt,

um den Ursprung der Anzeige zu klären

und um eine Datenbasis für zukünftige Auswertungen

derartiger Anzeigen zu schaffen. Weiterhin

kann das beschriebene Vorgehen auch bei

anderen Anzeigen bisher unbekannter Ursache

angewendet werden.

Security4Safety: Innovationen

brauchen geschützte Räume

Ulf Theike

Die digitale Vernetzung klassischer Komponenten

gehört in vielen Unternehmen längst zum

Stand der Technik, wobei das gewaltige Innovationspotential

durch das Industrial Internet of

Things (IIoT), bzw. „Industrie 4.0“, noch lange

nicht ausgeschöpft ist. Das gilt besonders auch

für den Energiesektor, da Industrie 4.0-Anwendungen

eine effizientere Steuerung des Ressourcenverbrauchs

ermöglichen, insbesondere

durch die digitale Vernetzung von Industrieunternehmen

mit den Energiesystemen. Die Energieagentur

DENA hat in einer Umfrage ermittelt,

dass hier ebenfalls zwei Drittel der befragten

Unternehmen ein großes Potential sehen.2

Auch bei der Energieerzeugung, etwa bei der

Fernwartung von Kraftwerken, setzen sich Industrie

4.0-Anwendungen immer stärker durch.

Gefährliche IT-Sicherheitslücken und Cyberangriffe

zeigen allerdings deutlich, dass die Digitalisierung

mit erheblichen Risiken einhergeht.

IT-Security und Funktionale Sicherheit müssen

daher zwingend in einem ganzheitlichen Ansatz

betrachtet werden.

Anmerkungen zur Wärmeübertragung beim

Sieden unter Berücksichtigung der Lage des

Verdampferrohres

Klaus Hoffmann

Der Beitrag beschäftigt sich mit speziellen Fragen

zur Anordnung von Verdampfungssystemen

von Schwerkraftumlaufkesseln. Allgemeine

Begriffe wie (z.B.) der kritische Wärmestrom

werden mit dem Fokus auf die Optimierung

des Verdampfungsprozesses bei geneigten und

horizontal angeordneten Verdampferrohren

beschrieben. Der Schwerpunkt lag auf der Optimierung

des Kühlprozesses dieser Rohre und

der Vermeidung dynamischer Instabilitäten,

insbesondere der Erzeugung von Dichtewellenschwingungen

(DWO). Der Text zeigt Möglichkeiten

zur Vermeidung und Berechnung

des Auftretens von Dichtewellenschwingungen

(DWO) und zeigt Möglichkeiten zur Optimierung

der Strömungsverhältnisse und damit der

Kühlbedingungen bei geneigten und horizontal

angeordneten Verdampferrohren auf. Das Ergebnis

des Textes sollte es dem Planer ermöglichen,

geneigte und horizontal angeordnete Verdampferrohre

richtig zu planen, zu optimieren

und zu beurteilen.

Biomasse-Heizkraftwerk: Dosier-, Lagerund

Fördertechnik für Alt- und Frischholz

Vecoplan

Biomasse-Heizkraftwerke (BMHKW) erzeugen

aus biogenen Feststoffen elektrische Energie

– und zusätzliche Wärme, die sich effizient

nutzen lässt. Für einen reibungslosen Verbrennungsprozess

muss die Masse im Vorfeld mechanisch

aufbereitet werden, um eine störstofffreie,

homogene Einheit zu erhalten. Der Schweizer

Energielieferant EBL (Genossenschaft Elektra

Baselland) entwickelt, baut und betreibt BM-

HKW. Um für den Heizkessel des Großwärmeverbunds

in Pratteln, einer Gemeinde im Kanton

Basel-Landschaft, Altholz- und Waldhackschnitzel

zuzuführen und aufzubereiten, setzt

der Energielieferant auf eine maßgeschneiderte

Lager-, Förder- und Dosiertechnik von Vecoplan.

Das innovative Absperrventil ARED-V ©

Volker Wurzer

Im Zeitalter der Energieeffizienz, der wachsenden

Umweltbelastung und eines immer höheren

wirtschaftlichen Drucks durch die Globalisierung

der Märkte sucht jeder Anlagenbetreiber,

wie Anlageninstandhalter, kontinuierlich nach

Möglichkeiten der Anlagenoptimierung zur Erhöhung

des Wirkungsgrades und vor allen Dingen

zur Erhöhung der Anlagenverfügbarkeit.

Neue Anlagen werden hinsichtlich ihrer Betriebsparameter

mittlerweile bis an die Grenzen

des Machbaren ausgelegt und benötigen daher

besonders innovative Anwendungen. Standardmäßige

Absperrarmaturen weisen durch ihre

Geometrie eine Umlenkung der Durchströmung

auf, welche unweigerlich zu einem erhöhten

Verschleiß durch Erosion und Kavitation führt.

Es war daher Aufgabe, ein verbessertes Absperrventil

zu konstruieren, das eine einfache,

kostengünstige Wartung und Reparatur ermöglicht.

Gelöst wird diese Aufgabe durch das Absperrventil

ARED-V©.

P2G – warum eigentlich noch nicht?

Albrecht Pfaud

Bei den Erneuerbaren Energien (EE) ist Strom

aus Wind+Sonne volatil, die Produktion folgt

nicht dem Bedarf, sondern ist so veränderlich

wie das Wettergeschehen. Gleichwohl schreibt

das EEG den Netzbetreibern die bevorzugte

Abnahme auch dieses EE-Stroms vor. Deshalb

steht fallweise mehr Strom zur Verfügung als

genutzt werden kann. Dieser Überschussstrom

wird z.B. an das Ausland preisgünstig, ggf. sogar

gegen Bezahlung, abgegeben. Erstaunlicherweise

regelt das EEG zwar detailliert, wie die Produzenten

vergütet werden müssen, es gibt aber

keinen Hinweis auf ein Gebot zur sinnvollen

Verwendung. Technisch mögliche Strategien zur

Vermeidung der Emission von Klimagasen sind

zwar bekannt und grundsätzlich machbar, aber

sie scheitern an fehlenden tariflichen Anreizen

für den Verbraucher. Mit der finanziellen Bevorzugung

der Produzenten des volatilen Stroms

verhindert das EEG somit selbst, dass der Überschussstrom

sinnvoll zur Vermeidung unnötiger

CO 2 -Emissionen bei der Herstellung von Wasserstoff

mittels Gasreformierung aus Methan

verwendet wird.

An einem Beispiel für P2G (Power to Gas), nämlich

der Herstellung von Wasserstoffgas (P2H2)

zur stofflichen Verwendung, soll gezeigt werden,

dass der Überschussstrom sinnvoll zur Substitution

von Methan eingesetzt werden könnte.

7


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The electricity sector

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The role of

renewables energy

in Europe

Power market,

technologies and

acceptance

Dynamic process

simulation as an

engineering tool

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ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition

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Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

Members´

News

Alpiq schliesst Devestition

der Kohlekraftwerke

Kladno und Zlín ab

(alpiq) Alpiq hat den Verkauf ihrer beiden

tschechischen Kohlekraftwerke Kladno und

Zlín an die Sev.en Energy Group erfolgreich

abgeschlossen. Die Transaktion führt zu einem

Nettozugang an flüssigen Mitteln von

rund 250 Mio. EUR (rund 270 Mio. CHF).

Mit dieser Devestition stärkt Alpiq ihre Bilanz

und schärft ihr Geschäftsmodell in einer

zunehmend dekarbonisierten, digitalisierten

und dezentralen Energiewelt.

Am 16. Mai 2019 hatte 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. abgeschlossen, welche die beiden

tschechischen Kohlekraftwerke Kladno und

Zlín hält. Die Genehmigung durch die tschechische

Wettbewerbsbehörde ist erfolgt und

die Devestition konnte erfolgreich abgeschlossen

werden. Die Transaktion führt zu

einem Nettozugang an flüssigen Mitteln von

rund 250 Mio. EUR (rund 270 Mio. CHF) an

Alpiq. Alpiq hat mit der Transaktion den optimalen

Wert erzielt. Die drei festgelegten

Verkaufskriterien − Preis, Transaktionssicherheit

und vertragliche Konditionen −

wurden kumulativ erfüllt.

Alpiq senkt CO 2 -Ausstoss ihres

Kraftwerksparks massiv

Die Devestition erfolgte 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 und betreibt nun keine Braunkohlekraftwerke

mehr. Alpiq beabsichtigt, die

aus der Transaktion zufließenden Mittel

EEW: 40 Jahre „MVA Stapelfeld“

für die Weiterentwicklung ihrer Wachstumsfelder

sowie zur weiteren Optimierung

der Bilanz einzusetzen.

LLwww.alpiq.com

www.7energy.com

Axpo verkauft vier Windparks

an EB Erneuerbare Energien

Fonds Europa

(axpo) Axpo setzt ihre Strategie mit dem

Ziel, eine höhere Wertschöpfung aus dem

Geschäft mit erneuerbaren Energien zu realisieren,

weiter konsequent um: Vier neu

entwickelte Windparks aus dem umfangreichen

Portfolio der Tochtergesellschaft

Volkswind GmbH in Frankreich gehen in

den Besitz des EB Erneuerbare Energien

Fonds Europa über. In der Kaufvereinbarung

wurde zudem festgehalten, dass

Volkswind auch in Zukunft die Betriebsführung

der Anlagen übernimmt.

Der EB Erneuerbare Energien Fonds Europa

ist ein Fonds der EB – Sustainable Investment

Management GmbH (EB-SIM),

einer Konzerntochter der Evangelischen

Bank (EB), Deutschlands führender nachhaltiger

Kirchenbank. Die nun abgeschlossene

Transaktion mit der EB-SIM ist Teil

der profitablen Wachstumsstrategie von

Axpo im Bereich der Windenergie. Die insgesamt

36 Windkraftanlagen mit hochwertigen

Turbinen von renommierten Herstellern

wurden von Volkswind geplant, gebaut

und zwischen März 2018 und April

2019 in Betrieb genommen. Sie befinden

sich in der Region Picardie im Norden des

Landes, in der zentralen Region Hauts-de-

France rund um Paris und in der Region

Pays de la Loire in Westfrankreich. Insgesamt

weisen die vier Windparks eine installierte

Leistung von 70,15 Megawatt (MW)

auf und produzieren im Mittel rund

189.000 MWh Strom pro Jahr, was dem

Verbrauch von 40.000 Haushalten entspricht.

Über den Kaufpreis wurde Stillschweigen

vereinbart.

Christoph Sutter, Leiter Division Neue

Energien bei Axpo, kommentiert: «Die anhaltend

grosse Nachfrage nach Windparks

aus dem Portfolio unserer Tochter Volkswind

zeigt, dass unsere Strategie richtig ist.

Mit dem Kauf des Unternehmens haben wir

2015 den Grundstein für unseren Einstieg

in das Geschäft mit der Entwicklung, dem

Bau, der Veräußerung von Windparks und

dem Betrieb von Anlagen für Investoren gelegt.

Diese lukrativen Geschäftsfelder werden

wir auch in Zukunft weiter ausbauen.»

Windparks mit mehr

als 1.000 MW realisiert

Die Volkswind GmbH gehört seit 1993 zu

den führenden Windenergieerzeugern in

Europa. Das Kerngeschäft des Unternehmens

mit Sitz im norddeutschen Ganderkesee

umfasst die komplette Planung von

Windparks bis hin zur Baureife in enger Zusammenarbeit

mit Landeigentümern und

Gemeinden, das Projekt- und Baumanagement

in der Errichtungsphase der Windenergieanlagen

sowie die Betriebsführung,

den Service und das Asset Management von

bereits in Betrieb stehenden Windparks.

Seit der Gründung hat Volkswind in

Deutschland und Frankreich mehr als 70

Windparks mit einer installierten Leistung

von über 1.000 MW realisiert und gehört

damit zu den führenden europäischen Entwicklern

und Betreibern von Onshore-Windparks.

Zum Vergleich: In der

Schweiz gibt es aktuell 37 Windkraftanlagen

mit einer installierten Leistung von

rund 75 MW.

Die Projekt-Pipeline von Volkswind ist

nach wie vor prall gefüllt und umfasst

Windparks mit über 3.000 MW in verschiedenen

Entwicklungsstadien. Im Bereich

der Betriebsführung managt das Unternehmen

Anlagen mit einer installierten Leistung

von rund 500 MW. Seit der Übernahme

durch Axpo im Jahr 2015 ist Volkswind

als einstige Pionierin der Windenergiebranche

noch stärker aufgestellt für den

weiteren Ausbau und die Diversifizierung

des Projekt-Portfolios.

LLwww.axpo.com

Axpo: Misoxer Kraftwerke:

Staumauer Isola wird

präventiv saniert

(axpo) Bei der Staumauer Isola der Misoxer

Kraftwerke im Kanton Graubünden

werden diesen Winter vorsorgliche Instandhaltungsarbeiten

durchgeführt. Um

durch das Quellen des Betons entstandene

Spannungen im Innern der Staumauer abzubauen,

wird gemäß weltweit bewährtem

Verfahren ein Schnitt durch die Mauer gemacht.

Die Arbeiten dauern voraussichtlich

bis nächsten Frühling. Die Sicherheit

der Staumauer ist jederzeit gewährleistet.

Die Talsperre Isola beim San Bernardino

Pass ist zwischen 1957 und 1963 als Bogengewichtsstaumauer

erbaut worden. Regelmäßige

Messungen während der letzten 40

8


VGB PowerTech 9 l 2019

Members´ News

Jahre zeigen eine leichte Zunahme des Betonvolumens

bei der Staumauer. Das Quellen

von Beton (Alkali Aggregate Reaktion-

AAR oder Sulfat-quellen SAR) ist ein weltweit

bekanntes und erforschtes Phänomen,

das auf eine chemische Reaktion zwischen

Zementstein und Betonkies zurückzuführen

ist.

Auslöser für das Quellen des Betons bei

der Staumauer Isola sind sulfathaltige

Stoffe beim Beton, welche in der Region

San Bernardino vorkommen. Diese Stoffe

wurden damals für die Herstellung des Betons

verwendet. Seit ihrer Entstehung hat

sich die Staumauer durch den wachsenden

inneren Druck um gut 60 mm in der Mitte

der Staumauer kontinuierlich und irreversibel

bleibend gegen die Wasserseite verformt.

Dieses Verhalten wird seit Jahren

durch ausgedehnte Messsysteme beobachtet

und in Expertisen zuhanden der Bundesaufsichtsbehörde,

dem Bundesamt für

Energie (BFE), analysiert. Trotz des Quellens

ist die Sicherheit der Staumauer jederzeit

gewährleistet.

Staumauer schneiden,

um Spannung abzubauen

Um die durch das Quellen entstandene

Spannung zu reduzieren, wird im Winter

2019/2020 vorsorglich in einem Mauerblock

ein schmales Stück von insgesamt

rund 30 mm mittels voraussichtlich drei

Seilschnitten entfernt. Durch den gewonnenen

Raum kann sich der Beton ausdehnen,

die Spannung wird so abgebaut. Die

verbleibende Fuge wird im Anschluss wieder

verfüllt. Das Verfahren basiert auf einer

bewährten, aktuellen Technik, die in

der Schweiz und weltweit bereits bei diversen

Staumauern erfolgreich angewendet

wurde.

Der gesamte Vorgang wird messtechnisch

genau überwacht. Die Bauarbeiten

werden bei tiefem Seestand im Winter

durchgeführt. Ab Mitte August wird mit

den aufwändigen Baustelleninstallationen

begonnen. Im Herbst werden erste Bohrungen

an der vom Stausee abgewandten

Mauerseite ausgeführt. Die eigentlichen

Schneid- und Instandstellungsarbeiten beginnen

Mitte Januar 2020 und sind voraussichtlich

bis Frühling 2020 abgeschlossen.

Die Gesamtkosten belaufen sich auf

rund CHF 2,5 Millionen.

LLwww.axpo.com

• Deutsche Expertinnen in allen Bereichen

des Hochbaus gehören neu zum

Unternehmensnetzwerk

(bkw) BKW Engineering baut ihr Netzwerk

weiter aus. Die jüngsten Mitglieder sind

KFP Ingenieure und KFP Ingenieure Brandschutz.

Die Unternehmen sind in den Bereichen

Tragwerksplanung, Bauphysik /

Energieberatung, Brandschutz sowie Prüfund

Sachverständigenwesen tätig. Mit ihren

Dienstleistungen und ihren Standorten

in Norddeutschland ergänzen sie das Portfolio

von BKW Engineering sowohl fachlich

als auch geografisch optimal.

1972 gegründet, beschäftigen KFP Ingenieure

und KFP Ingenieure Brandschutz

am Hauptsitz im niedersächsischen Buxtehude

sowie an den beiden Niederlassungen

in Hamburg und in Braunschweig rund 90

Mitarbeitende. Die Unternehmen verfügen

in sämtlichen Bereichen des Hochbaus

über langjährige Erfahrung. Spezialisiert

sind sie insbesondere auf die Bereiche

Tragwerksplanung, Bauphysik / Energieberatung,

Brandschutz sowie Prüf- und

Sachverständigerwesen.

KFP Ingenieure und KFP Ingenieure

Brandschutz beraten Kundinnen und Kunden

in ganz Deutschland und betreuen dabei

vielfältige Projekte. Diese «Ingenieurleistungen

aus einer Hand» reichen vom

nachträglichen Anpassen von Bauwerken

(Bauen im Bestand) bis zum Neubau von

bundesweiten Grossprojekten. In allen

Fachbereichen verbindet KFP Ingenieure

und KFP Ingenieure Brandschutz Qualität

mit Wirtschaftlichkeit. Die Tätigkeit im

Prüf- und Sachverständigenwesen erstreckt

sich von Hoch- und Ingenieurbau

bis hin zu Machbarkeitsstudien und bautechnischen

Stellungnahmen.

Mit der Akquisition von KFP Ingenieure

und KFP Ingenieure Brandschutz stärkt

BKW Engineering ihr Netzwerk und ihre

Kompetenzen weiter. Für KFP Ingenieure

und KFP Ingenieure Brandschutz bietet der

Eintritt ins Netzwerk von BKW Engineering

ebenfalls interessante Perspektiven für

eine sichere Zukunft. Die Zusammenarbeit

mit den übrigen Firmen der Unternehmensgruppe

eröffnen den Unternehmen

Möglichkeiten zur weiteren Entwicklung.

Zumal der Wissensaustausch für die immer

komplexeren Projekte in den Bereichen

Hochbau, Energie, Umwelt und Infrastruktur

laufend an Bedeutung gewinnt.

LLwww.bkw.ch

EEW: 40 Jahre „MVA Stapelfeld“

• (eew) Unter dem Motto „Weggeworfene

Energie sinnvoll nutzen“ richtete die

EEW Energy from Waste Stapelfeld GmbH

(EEW) am 10. August 2019 einen

„Tag der offenen Tür“ aus. Die Veranstaltung

bot den Besuchern einen Einblick

in das Werksgelände des Unternehmens.

Zudem erwartet die Gäste ein

vielfältiges Programm für die ganze Familie.

„Seit dem 22. Februar 1979 brennt das

Müllfeuer in den Kesseln der MVA Stapelfeld“,

sagt Anlagenchef Morten Holpert

und ergänzt: „In 40 Jahren haben wir rund

12,5 Millionen Tonnen Abfall sicher und

schadlos verwertet und daraus circa 10.000

Gigawattstunden Energie gewonnen.“ Die

Anlage am Ahrensburger Weg sei damit

Ausdruck verlässlicher Ver- und Entsorgung

im Dienste der Metropolregion.

Grund genug, das stolze Jubiläum gemeinsam

zu feiern.

Abfall wird in Stapelfeld zu Licht, Wärme

und Rohstoffen – wie geht das eigentlich?

Details dazu wurden vor Ort erklärt.

EEW Energy from Waste Stapelfeld ist

Teil der EEW-Gruppe. EEW Energy from

Waste ist Deutschlands führendes Unternehmen

in der Erzeugung umweltschonender

Energie aus der thermischen Abfallverwertung.

EEW entwickelt, errichtet und

betreibt thermischevAbfallverwertungsanlagen.

In den derzeit 18 Anlagen der Unternehmensgruppe

in Deutschland und im

benachbarten Ausland können jährlich

rund 5 Millionen Tonnen Abfall energetisch

verwertet werden. Durch die Nutzung

der im Abfall enthaltenen Energie erzeugt

EEW Prozessdampf für Industriebetriebe,

Fernwärme für Wohngebiete sowie umweltschonenden

Strom für umgerechnet

rund 700.000 Haushalte. Mit einem durchschnittlichen

Anteil biogener Stoffe im

Abfall von 50 Prozent erzeugt EEW gemäß

Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)

Energie aus erneuerbaren Quellen. Gleichzeitig

wird durch die energetische Verwertung

der in den EEWAnlagen eingesetzten

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Ingenieure Brandschutz stärken

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9


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

Brennstoffe die CO 2 -Bilanz entlastet. EEW

beschäftigt an allen Standorten sowie in

seiner Unternehmenszentrale in Helmstedt

insgesamt rund 1.150 Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter. (192831013)

LLwww.www.eew-energyfromwaste.com

Nuclear industry leaders – CEA,

EDF and Westinghouse Electric

Company - to explore cooperation

on a Small Modular Reactor

(edf) On September 18, 2019, during the

IAEA General Conference in Vienna, CEA,

EDF and Westinghouse Electric Company

signed a framework agreement to explore

potential cooperation on small modular reactor

(SMR) development. Worldwide demand

for low carbon- electricity generation

in the 300-400 MWe range is an important

market segment that the parties

strongly believe their unparalleled experience

in nuclear fuel and reactor design,

and operation can address.

Under the agreement, the three will examine

the possibility of combining the

long-standing pressurised water reactor

(PWR) expertise from both the French NU-

WARDTM initiative (supported by Naval

Group and TechnicAtome together with

CEA and EDF) and the Westinghouse SMR

design, featuring the industry’s only passive

safety technology in operation, to meet

the growing world demand for decarbonized,

competitive and safe electricity.

As part of this international cooperation

framework, the parties will also pursue

regulatory and design standardization,

which are key for the implementation of a

successful SMR design.

The detailed project roadmap will be confirmed

in early 2020.

On concluding the framework agreement,

Westinghouse, CEA and EDF made

the following statements:

Westinghouse Electric Company President

and CEO Patrick Fragman stated:

“Westinghouse has a long tradition of developing

cutting edge nuclear technologies

that the market demands. This agreement

provides the opportunity to continue to

work closely with EDF and our French partners

as we all leverage our collective nuclear

design and operating experience in addressing

this important energy market.”

Speaking on behalf of CEA, Chairman

François Jacq stated: « Targeting mainly

the export market that imposes the harmonization

of design, safety and operating

standards, CEA consider this framework

agreement as a key gate to open international

cooperation with the main players in

nuclear development domain.”

Speaking on behalf of EDF, Chairman and

Chief Executive Officer Jean-Bernard Lévy

stated: „Westinghouse is a long-standing

partner of EDF and of the French nuclear

industry. Our combined unique set of skills

and breadth of experience, notably on licensing

of new technologies, is a major asset

in the development of a safe, competitive

and innovative SMR design, aimed at

accelerating the decarbonisation of the

world’s energy mix.“ (192831020)

LLwww.edf.com

Masdar and EDF to establish joint

venture energy services company

• Aim of the joint venture will be to explore

and collaborate on opportunities

in non-utility scale renewables and energy-efficient

investments

• Agreement reinforces Masdar and EDF’s

already strong ties in the region, where

they are collaborating on Phase 3 of the

Mohammed bin Rashid Al Maktoum

(edf) Abu Dhabi Future Energy Company

(Masdar), a subsidiary of Mubadala Investment

Company, and French low-carbon

electricity leader EDF have signed an

agreement to establish a 50:50 joint venture

energy services company (ESCO).

At a special ceremony at the World Energy

Congress in Abu Dhabi today, attended

by Khaled Abdulla Al Qubaisi, Chief Executive

Officer, Aerospace, Renewables and

ICT at Mubadala, and Marianne Laigneau,

Group Senior Executive Vice President of

EDF in charge of the International Division,

the agreement was signed by Mohamed

Jameel Al Ramahi, Chief Executive

Officer of Masdar, and Valerie Levkov, EDF

Senior Vice-President, Africa, Middle East

and Mediterranean.

The aim of the joint venture ESCO is to

expand into non-utility scale renewables

and energy-efficiency investments, such as

building energy efficiency, solar technology

below 50 megawatts and industrial

waste heat recovery, among others, in the

UAE, GCC region and other emerging

countries.

“Today’s signing is a reflection of Masdar’s

global clean energy ambitions and

further supports the UAE’s Energy Strategy

2050 objectives to increase renewable energy

usage and energy efficiency across the

UAE, the region and internationally,” said

Al Ramahi. “It also serves to reinforce our

already strong relationship with EDF that

leverages our local and international experience

and world-leading expertise to expand

into the non-utility solar and energy-efficiency

sector, marking another step

forward for Masdar as we continue to expand

our global renewable energy portfolio,

which now encompasses more than 25

countries.” EDF’s Marianne Laigneau said:

“Having accomplished several common

successes in renewables, EDF and Masdar

are now extending their cooperation to energy-efficiency

services. Along with Masdar,

our ambition is to develop innovative

solutions to optimise energy consumption

and reduce the carbon footprint of our customers

in the Middle East and in other

countries where both companies already

cooperate. With this agreement, EDF is

taking another step towards achieving one

of its CAP 2030 goals: to triple its international

business by 2030 compared to 2015.”

At a special ceremony at the World Energy

Congress in Abu Dhabi today, attended

by Khaled Abdulla Al Qubaisi, Chief Executive

Officer, Aerospace, Renewables and

ICT at Mubadala, and Marianne Laigneau,

Group Senior Executive Vice President of

EDF in charge of the International Division,

the agreement was signed by Mohamed

Jameel Al Ramahi, Chief Executive

Officer of Masdar, and Valerie Levkov, EDF

Senior Vice-President, Africa, Middle East

and Mediterranean.

The aim of the joint venture ESCO is to

expand into non-utility scale renewables

and energy-efficiency investments, such as

building energy efficiency, solar technology

below 50 megawatts and industrial

waste heat recovery, among others, in the

UAE, GCC region and other emerging

countries. “Today’s signing is a reflection of

Masdar’s global clean energy ambitions

and further supports the UAE’s Energy

Strategy 2050 objectives to increase renewable

energy usage and energy efficiency

across the UAE, the region and internationally,”

said Al Ramahi.

“It also serves to reinforce our already

strong relationship with EDF that leverages

our local and international experience and

world-leading expertise to expand into the

non-utility solar and energy-efficiency sector,

marking another step forward for Masdar

as we continue to expand our global

renewable energy portfolio, which now

encompasses more than 25 countries.”

EDF’s Marianne Laigneau said: “Having

accomplished several common successes in

renewables, EDF and Masdar are now extending

their cooperation to energy-efficiency

services. Along with Masdar, our

ambition is to develop innovative solutions

to optimise energy consumption and reduce

the carbon footprint of our customers

in the Middle East and in other countries

where both companies already cooperate.

With this agreement, EDF is taking another

step towards achieving one of its CAP 2030

goals: to triple its international business by

2030 compared to 2015.”

Just last month, the consortium of EDF

Renewables and Masdar announced that

they had reached financial close on the

400MW Dumat Al Jandal wind project in

Saudi Arabia, the country’s first utility-scale

wind farm that will be the largest

in the Middle East when completed.

In May, the Moroccan Agency for Solar

Energy (MASEN) announced that the consortium

of EDF (through its subsidiary EDF

Renewables), Masdar, and Green of Africa,

Moroccan Independent Power Producer,

10


VGB PowerTech 9 l 2019

Members´ News

was the successful bidder for the design,

construction, operation and maintenance

of the Noor Midelt I multi-technologies solar

power plant. With a capacity of 800

MW, this innovative solar project is based

on two technologies – concentrated solar

power (CSP) and photovoltaic (PV) – the

hybridization of which is a world first.

Both companies are also partners in developing

the third phase of the 800 megawatt

(MW) Mohammed bin Rashid Al Maktoum

(MBR) Solar Park in Dubai, 200 MW

of which was commissioned in 2018 and

300 MW is expected to enter into service in

2019. Phase 3 is part of what will be the

largest single-site solar park in the world

with a planned capacity of 5,000 MW by

2030. (192831021)

LLwww.edf.com

EDP is number 1 in the Dow Jones

Sustainability Index World

(edp) With a total of 90 points, EDP secured

the best score ever and is number 1

among the integrated utilities in the Dow

Jones Sustainability Index. It is the only

portuguese company which has been in the

index for 12 consecutive years.

EDP once again stood out among the

global companies with the best sustainability

practices, having reached 90 points in

the Dow Jones Sustainability Index worldwide

and in Europe. In addition to achieving

its best score ever in the index which it

first entered 12 years ago, the company

also increased its ranking: it is the leader in

integrated utilities and is in the top 2

among utilities.

With 5 points more than in 2018, the index

that ranks the world‘s leading companies

in sustainability, once again assessed

EDP‘s performance using three main metrics:

environmental, economic and social.

Among the criteria evaluated there are 9 in

which EDP reached the maximum score

(100 points): Water risk management, climate

change, environmental reporting,

social report, human rights, community

development, stakeholder engagement, responsible

political involvement and materiality

analysis.

For the CEO of EDP Group, António Mexia,

„being number 1 in the Dow Jones sustainability

Index, among integrated utilities

once again is a clear recognition of

EDP‘s commitment to sustainable development

and its ability to execute within the

different sustainability domains. The energy

sector is experiencing a revolution

marked by decarbonization, digitization,

and decentralization, and over the last 12

years we have been anticipating these

trends and aligning our business model

with the energy transition to fight climate

change. This is a commitment that EDP will

continue to make in order to create a more

sustainable world for future generations.”

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Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

Von der Müllverbrennungsanlage bis ins Wasserkraftwerk:

Virtuell hinter die Kulissen der Energie AG blicken

EDP is the only portuguese company to be

part of the Dow Jones Sustainability Index

for 12 consecutive years. In this latest edition,

the company was also able to recover

points in relevant areas such as operational

eco-efficiency, human capital development

or customer care, according to RobecoSAM‘s

assessment, which, according to

Rate the Raters from SustainAbility, is the

reference analyst for sustainability indexes.

The Dow Jones Sustainability Index was

created in 1999 as the first non-financial

benchmark for globally listed companies.

For the 2019 edition, 2,296 companies

were analyzed (202 more than the previous

year), and 318 were selected to be part

of DJSI World, among them EDP - of the

group of 16 utilities, eight are electric ones.

At the European level, DJSI Europe has selected

142 companies, including EDP,

which is one of three electrical utilities in

the group of eight utilities.

In addition to the economic and financial

indicators, this index evaluates criteria

such as transparency, corporate management,

investor relations, social and

environmental responsibility and the

quality of management. The inclusion of

EDP in the Dow Jones Index of sustainability

is a recognition of the commitment

it has made towards sustainable development,

reflected in the reinforcement of the

best corporate governance model practices,

both regarding its strategy for expansion

of renewable energies and the use of

more efficient production technologies.

(192831023)

LLwww.edp.com

Von der Müllverbrennungsanlage

bis ins Wasserkraftwerk:

Virtuell hinter die Kulissen der

Energie AG blicken

(e-ag) Mittendrin statt nur dabei – das ist

die Devise bei den „Virtual Reality“-Touren

der Energie AG. Vom Wasserkraftwerk

Steyrdurchbruch über die Müllverbrennungsanlage

in Wels bis hin zur Lehrwerkstätte

in Gmunden – das alles kann jetzt

bequem von Zuhause aus besichtigt werden.

„Wir sind immer bemüht, neueste

Technologien für uns zu nutzen. Bei den

VR-Touren durch ausgewählte Energie

AG-Standorte ist uns das sehr gut gelungen.“,

sagt Generaldirektor Werner

Steinecker.

Bei den angebotenen Rundgängen erhält

man von Zuhause aus Einblicke in viele Bereiche,

die ansonsten verschlossen bleiben.

Da es sich im Normalfall um Kraftwerksbzw.

Industrieanlagen handelt, die nicht

für Besucherführungen ausgelegt sind,

können Führungen aus Sicherheitsgründen

vor Ort oft nicht angeboten werden.

Für Interessierte auf den Berufsmessen besteht

darüber hinaus auf dem Energie AG

Messestand die Möglichkeit, die Lehrwerkstätte

und das Lehrlingswohnheim mittels

VR-Brille zu besichtigen. Die virtuellen

Ausflüge bieten neben atemberaubenden

360°-Aufnahmen auch interessante Informationen.

Durch zusätzliche Infoboxen

und Videos wird jeder Standort noch näher

und anschaulich erklärt und das ganz bequem

von Zuhause aus.

Besuchen Sie die VR-Touren auf der Website

www.energieag.at/360 und tauchen

Sie ein in die Welt der Technik. Ausgewählte

Kraftwerke können auch weiterhin vor

Ort besichtigt werden. Alle Infos zu den

möglichen Standorten finden Sie ebenfalls

auf der Website www.energieag.at/kraftwerksfuehrungen.

(192831025)

LLwww.energieag.at

enercity Industrielle Abwärme für

Hamburger Stadtteile

Virtual Reality Touren durch die Anlagen der Energie AG

(enercity) Die industrielle Abwärmenutzung

in Hamburg nimmt weiter Fahrt auf:

die neue enercity-Energiezentrale auf der

Peute entsteht. Im Zuge der Grundsteinlegung

übergab Hamburgs Umweltsenator

Jens Kerstan der enercity-Vorstandsvorsitzenden

Dr. Susanna Zapreva einen Zuwendungsbescheid

seiner Behörde. Hamburg

fördert die Errichtung der Energiezentrale

aus Mitteln des Europäischen Fonds für regionale

Entwicklung (EFRE) mit rund 2,9

Millionen Euro. Parallel starten nun auch

die Bauarbeiten zur enercity-Fernwärmeleitung

nach Rothenburgsort.

Seit Oktober 2018 fließt Wärme von Aurubis,

die in einem Nebenprozess der Kupferproduktion

entsteht, durch eine enercity-Leitung

zur östlichen HafenCity. Die

neue enercity-Energiezentrale auf der Peute

dient der sicheren und nahezu CO 2 -neutralen

Versorgung. Die Errichtung der

Energiezentrale am Georgswerder Damm

12-14 wird von der Hamburger Behörde

für Umwelt und Energie (BUE) mit Mitteln

der Europäischen Union (EU) gefördert.

Mit der Energiezentrale erreicht enercity

einen weiteren wichtigen Meilenstein zur

Nutzung der industriellen Abwärme von

Aurubis in Hamburg. Die beim Bau anfallenden

förderfähigen Ausgaben werden in

Höhe von rund 40 Prozent gefördert.

Umweltsenator Jens Kerstan erläutert:

„Industrielle Abwärme spielt eine wichtige

Rolle in der Wärmestrategie der Stadt. Mit

der östlichen Hafencity wird erstmals ein

ganzer Stadtteil in Hamburg so versorgt.

Der Bau von Energiezentrale und Wärmetrasse

durch enercity hat erheblich dazu

beigetragen, dieses Projekt zu realisieren.

Hier wurde mit dem Kupferkonzern Aurubis

ein Geschäftsmodell gefunden, das sich

für alle Seiten rechnet und gleichzeitig

wegweisend ist für die Energiewende und

den Klimaschutz in Hamburg.“

Die enercity-Vorstandsvorsitzende Dr.

Susanna Zapreva freut sich über die Unterstützung

von der BUE. „Die Fördermittel

aus dem Europäischen Fonds für regionale

Entwicklung sind ein wichtiger Grundstein

für die Realisierung des Projektes Industriewärme

in Hamburg. Damit wird die

Wärmewende in Hamburg vorangetrieben,

denn der Wärmesektor mit 50 Prozent der

Primärenergie ist von zentraler Bedeutung

für die Energiewende. Hamburg ist nun ein

leuchtendes Vorbild für andere Industriestädte.

Wir arbeiten deshalb bundesweit an

Lösungen, mehr erneuerbare Energie für

Wärmeprojekte zu nutzen.“

Die enercity-Energiezentrale an der Fernwärmetrasse

zwischen Aurubis und Hafen-

City sichert zusammen mit der vorhandenen

Energiezentrale im Oberhafen die zuverlässige

Fernwärmeversorgung. Die

Industriewärme unterliegt produktionsbedingt

starken Schwankungen oder steht bei

Instandsetzungen und ungeplanten Ausfäl-

12


VGB PowerTech 9 l 2019

Members´ News

len zeitweise nicht zur Verfügung. Heizkessel

mit einer Feuerungswärmeleistung von

rund 20 Megawatt und Pufferspeicher mit

mehr als 1.000 Kubikmetern Wasserinhalt

garantieren ganzjährig die zuverlässige

Versorgung der Kunden.

Das Investionsvolumen für die enercity-Energiezentrale

auf der Peute beträgt

6,7 Millionen Euro. Die Fertigstellung und

Inbetriebnahme der neuen Energiezentrale

ist für Herbst 2020 geplant. Die enercity-Kunden

in der östlichen HafenCity bekommen

die industrielle Abwärme von

Aurubis bereits über eine 2,7 km lange

Fernwärmeleitung, die das dortige Wärmenetz

mit dem Werksgelände von Aurubis

auf der Peute verbindet.

Zukünftig werden weitere Kunden auf

der Peute (Veddel) und aus Rothenburgsort

mit der industriellen Abwärme versorgt.

Der Verbandmaterialhersteller und

Hamburger UmweltPartner Hans Hepp

GmbH & Co. KG befindet sich in direkter

Nachbarschaft zur Energiezentrale am Georgswerder

Damm und wird ab 2020 industrielle

Abwärme von enercity beziehen.

Damit ersetzt er seine alte Ölheizkesselanlage.

Der Eigentümer Christian Beckmann

ist begeistert von der umweltfreundlichen

Wärme: „Wir haben hier eine Chance erkannt

und sofort ergriffen, denn der Zeitpunkt

passte perfekt.“

enercity startete zudem mit der Verlängerung

der Fernwärmetrasse nach Rothenburgsort.

Die Baugenossenschaft freier

Gewerkschafter eG (BGFG) ist der erste

Kunde in Rothenburgsort, der Abwärme

von Aurubis nutzen kann. Sie baut dort

mehrere Mehrfamilienhäuser bis Ende

2026. Deren erste Neubauten versorgt

enercity ab 2021 mit Industriewärme. Norbert

Prohl, Prokurist und Abteilungsleiter

Technik der BGFG, sagt zur Beauftragung

von enercity: „Als Genossenschaft sind uns

Nachhaltigkeit und ökologische Aspekte

beim Bauen und bei der Bewirtschaftung

unseres Wohnungsbestandes sehr wichtig.

Uns überzeugt das umweltfreundliche

Konzept von enercity. Deshalb setzen wir

die gute Zusammenarbeit nun auch in Rothenburgsort

fort.“

Je mehr Kunden industrielle Abwärme

nutzen, desto mehr CO 2

wird eingespart. Durch die Versorgung

von Gebäuden in den an

die Wärmeleitung angrenzenden

Stadtteilen HafenCity, Veddel und

Rothenburgsort können jährliche

CO 2 -Emissionen von mehr als

10.000 Tonnen vermieden werden.

Aktuell stellt Aurubis rund

160 Mio. Kilowattstunden Industriewärme

pro Jahr bereit. Dies

entspricht einem durchschnittlichen

Wärmebedarf von mehr als

16.000 Haushalten. (192831028)

LLwww.enercity.de

eins: Neue Wärme für Chemnitz:

eins vergibt Auftrag für

Gasmotoren an MAN

Jede ist zu ersetzen!

Redesign

PE01

S4

S2

Stellungsgeber

(eins) MAN Energy Solutions errichtet

für eins als Generalunternehmer zwei Motorenheizkraftwerke

(MHKW) in Chemnitz.

In einer europaweiten Ausschreibung

hatte sich MAN als Motoren-Hersteller und

Anlagenerrichter durchgesetzt. Am 21. August

unterzeichneten eins und MAN den

Vertrag. Der Vertrag hat ein Volumen von

rund 130 Millionen Euro und ist damit das

größte Investitionsvolumen von eins für

ein einzelnes Projekt.

Die Gasmotoren bilden das Kernstück

der neuen Energieerzeugung von eins in

Chemnitz. Sieben Aggregate erzeugen

Wärme und Strom am Standort des Heizkraftwerkes

Nord, fünf von ihnen werden

am Standort Altchemnitz eingesetzt. Sie

werden mit Methan betrieben. Neben Erdgas

können die Motoren auch Biogas und

synthetisches Gas verarbeiten. Die neuen

Kraftwerke stellen rund 150 Megawatt

elektrische sowie mehr als 130 Megawatt

thermische Leistung bereit und sichern

damit die Versorgung der Chemnitzer

Haushalte mit Wärme und Strom. Die Motoren

sind jeweils 14 Meter lang, 4,5 Meter

hoch, 3,8 Meter breit und wiegen rund

145 Tonnen.

Die MHKW sind Teil des Projektes „Neue

Wärme für Chemnitz“, mit dem eins bis

zum Jahr 2029 den Braunkohleausstieg

vollziehen wird. „Wir reduzieren den

CO 2 -Ausstoß um rund 60 Prozent“, erklärt

Roland Warner, Vorsitzender der eins-Geschäftsführung.

„Das entspricht den Emissionen

von rund 260.000 Pkw. Mit der neuen

Technologie wird unsere Energieerzeugung

deutlich umweltschonender und

flexibler. Wir freuen uns, mit MAN einen

erfahrenen und renommierten Partner an

unserer Seite zu haben.“ Hajo Hoops, Senior

Manager im Bereich Kraftwerke bei

MAN Energy Solutions: „Unsere Gasmotoren

zählen zu den effizientesten Aggregaten

weltweit. Die hohe Gesamteffizienz bei

der Brennstoffausnutzung, die modulare

Bauweise und flexible Steuerung der Anlagen

tragen maßgeblich zur Reduktion der

emittierten Treibhausgase bei.“ Die neuen

Kraftwerke werden ihren Betrieb im Jahr

2022 aufnehmen. Derzeit laufen die bauvorbereitenden

Arbeiten an beiden Kraftwerksstandorten.

Neue Wärme für Chemnitz

eins gestaltet seine Energieerzeugung zukünftig

noch umweltschonender und deutlich

flexibler: Motorenheizkraftwerke

(MHKW) und ein Holzheizkraftwerk

(Holz-HKW) werden Strom und Wärme erzeugen.

eins untersuchte den Wärmebedarf

und verschiedene Erzeugungstechnologien.

Dabei zeigte die Gasmotorentechnik

die besten Ergebnisse hinsichtlich

niedriger Emissionen, Flexibilität, Versorgungssicherheit

und Wirtschaftlichkeit.

Die MHKWs entstehen an den bisherigen

Standorten Heizkraftwerk Chemnitz und

Heizwerk Altchemnitz. Das Holz-HKW soll

im Gewerbegebiet an der Neefestraße entstehen.

Durch die drei Standorte kann das

Fernwärmenetz noch effizienter betrieben

werden, denn dann fließt die Wärme von

mehreren Punkten in das Netz. Im Jahr

2023 geht der erste von zwei Kohleblöcken

des Heizkraftwerks Chemnitz vom Netz;

2029 soll der zweite Kohleblock stillgelegt

werden. Dann hat eins den Braunkohleausstieg

komplett vollzogen. In den nächsten

fünf Jahren wird eins mehr als 200 Millionen

Euro in die neue Wärme- und Stromversorgung

investieren. Auch in Zukunft

bietet eins den Kunden günstige Fernwärmepreise

an. (192831030)

LLwww.eins.de

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13


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

EnBW baut neues

Gasturbinenkraftwerk als

sogenannte Netzstabilitätsanlage

• Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW

erteilt Zuschlag im Rahmen der Ausschreibung

für „besondere netztechnische

Betriebsmittel“

• Neue Erzeugungsanlage wird mit 300

MW Leistung am EnBW-Kraftwerksstandort

Marbach am Neckar realisiert

• Inbetriebnahme der neuen Anlage bis

Oktober 2022 geplant

(enbw) Die EnBW AG hat vom Übertragungsnetzbetreiber

TransnetBW den Zuschlag

zur Vorhaltung eines neuen 300

Megawatt Gasturbinenkraftwerks als sogenanntes

„besonderes netztechnisches Betriebsmittel“

erhalten. Dies hat TransnetBW

heute bekannt gegeben. Das neue

Kraftwerk soll ab dem 1. Oktober 2022 auf

Anforderung des verantwortlichen Übertragungsnetzbetreibers

TransnetBW kurzfristig

einspringen, um nach einem Betriebsmittelausfall

im Übertragungsnetz

die Systemsicherheit und Zuverlässigkeit

wiederherzustellen.

„Wir freuen uns sehr, dass wir mit unserem

Angebot überzeugen konnten und damit

die weitere Umsetzung der Energiewende

in Baden-Württemberg sowie die

Systemsicherheit in unserem Heimatmarkt

unterstützen können“, erklärt Dirk Güsewell

von der EnBW, verantwortlich für die

Geschäftseinheit Erzeugung Portfolioentwicklung

Im Rahmen der Energiewende werden

zur Wiederherstellung der Sicherheit und

Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems

nach einem Betriebsmittelausfall

zusätzliche regelbare und hochflexible

Kapazitäten benötigt. Eine Veräußerung

der Leistung oder Stromerzeugung

dieser Kraftwerke an den Strommärkten ist

gesetzlich ausgeschlossen. Die Übertragungsnetzbetreiber

TransnetBW, Amprion

und Tennet haben den jeweiligen Bedarf in

Abstimmung mit der zuständigen Regulierungsbehörde,

der Bundesnetzagentur,

identifiziert und dessen Deckung innerhalb

vorgegebener Regionen technologieneutral

ausgeschrieben. Im Ausschreibungsverfahren

für den Südwesten

Deutschlands hat die EnBW nun von der

TransnetBW den Zuschlag erhalten.

Bereits im November des vergangenen

Jahres hatte die EnBW die Öffentlichkeit

über das Vorhaben und die Beteiligung am

Ausschreibungsverfahren der TransnetBW

informiert. „Es war unser Anliegen, so früh

wie möglich insbesondere auch mit der

Nachbarschaft offen über unser Vorhaben

ins Gespräch zu kommen, damit sich die

Anwohner vorab ein Bild davon machen

konnten.“, so Projektleiter Roland Helmenstein.

Das Genehmigungsverfahren beim

Regierungspräsidium Stuttgart ist bereits

angelaufen.

Im Laufe der vergangenen Monate wurden

die Pläne weiter verfeinert. So wird

sich voraussichtlich die Höhe des Schornsteins

auf ca. 80 Meter reduzieren. Zwischenzeitlich

wurde außerdem der Standort

einer Wasseraufbereitungsanlage zur

Verringerung der Stickoxidemissionen

festgelegt. Sie soll am östlichen Rand des

Baufeldes errichtet werden. Die Gesamtfläche

bleibt unverändert bei etwa 14.000

Quadratmetern.

Warum Öl als Brennstoff Sinn macht

Kern des Neubaus wird eine so genannte

offene Gasturbinenanlage sein, die mit extra-leichtem

Heizöl befeuert werden soll.

Sie kann in relativ kurzer Zeit eine hohe

elektrische Leistung zur Verfügung stellen.

Da lediglich sehr geringe Einsatzzeiten der

Anlage erwartet werden, hat der dabei eingesetzte

Brennstoff keine wesentliche Auswirkung

auf die Umwelt. Auch für Gasturbinen,

die mit Heizöl betrieben werden,

gelten heute niedrige Emissionsgrenzwerte,

die die neue Anlage einhalten wird.

Da die von den Übertragungsnetzbetreibern

ausgeschriebenen Anlagen zur Wiederherstellung

der Sicherheit und Zuverlässigkeit

des Elektrizitätsversorgungssystems

nach einem Betriebsmittelausfall

eingesetzt werden sollen, ist eine hohe und

zuverlässige Verfügbarkeit der Anlagen

entscheidend. Vor diesem Hintergrund hat

die Verwendung von leichtem Heizöl als

Brennstoff diverse Vorteile. In Marbach

kann der maximale Brennstoffbedarf für

ein ganzes Jahr in bereits vorhandenen Öltanks

direkt am Standort gelagert werden.

Damit ist man unabhängig von kurzfristigen

Lieferengpässen, wie sie bei anderen

Brennstoffen eintreten könnten. Außerdem

hängt die Systemsicherheit in Süddeutschland

damit nicht von einem einzigen

Primärenergieträger – wie beispielsweise

Erdgas – ab.

Inbetriebnahme 2022

Bereits in diesem Herbst werden mit Umbaumaßnahmen

im Umspannwerk die ersten

Bauarbeiten auf dem Gelände in Marbach

am Neckar anlaufen. Voraussichtlich

ab Februar 2020 beginnt dann die Baufeldfreimachung

für die Gebäude der Netzstabilitätsanlage.

Die Verfügbarkeit der neuen

Erzeugungsanlage ist für den 1. Oktober

2022 vorgesehen. Die EnBW wird Bürgerinnen

und Bürger über die anstehenden

Umsetzungsschritte jeweils frühzeitig und

transparent informieren. (192831033)

LLwww.enbw.com

Offshore-Windpark „EnBW Hohe

See” komplett errichtet

• Beladen mit Teilen für vier Windkraftanlagen

geht es nun für das Installationsschiff

„Brave Tern“ zum EnBW

Offshore-Windpark „Albators“ um die

restlichen Anlagen zu errichten. (Foto:

EnBW)

(enbw) Die EnBW hat gestern Abend alle

71 Windkraftanlagen ihres Offshore-Windparks

„EnBW Hohe See“ in der deutschen

Nordsee errichtet. Als nächstes machen

sich die Installationsschiffe „Blue Tern“

und „Brave Tern“ auf den Weg in den benachbarten

Windpark „Albatros“ um 16

weitere Anlagen fertig zu stellen. Gleichzeitig

geht die Inbetriebnahme der Windkraftanlagen

von „Hohe See“ weiter voran.

Bereits 27 Anlangen sind in Betrieb und

speisen Strom ins Netz.

EnBW - Fotomontage: Links unten die künftige „Netzstabilitätsanlage“, dahinter das

Gasturbinenkraftwerk „Marbach III“, eingebettet in einen Industriepark am Neckar inklusive

Tanklager (links oben).

14


VGB PowerTech 9 l 2019

Members´ News

EnBW bezieht in Emden neue

Servicestation zum Betrieb ihrer

Nordsee-Windparks

Beladen mit Teilen für vier Windkraftanlagen geht es nun für das Installationsschiff „Brave Tern“

zum EnBW Offshore-Windpark „Albators“ um die restlichen Anlagen zu errichten. (Foto: EnBW)

„EnBW Hohe See“ und „Albatros“ sind

das größte Offshore-Projekt mit 609 Megawatt

Gesamtleistung, das derzeit in

Deutschland realisiert wird. Beide Windparks

sollen noch 2019 in Betrieb gehen.

Hierfür arbeiten zu Hochzeiten mehr als

600 Mitarbeiter auf der Großbaustelle mitten

im Meer. An dem Bau sind rund 50

Schiffe beteiligt. Das Großprojekt ist eine

logistische Herausforderung, die von der

Offshore-Niederlassung der EnBW in Hamburg

aus koordiniert wird. Das kanadische

Energieinfrastruktur-Unternehmen Enbridge

Inc. hat 49,9 Prozent an beiden

Windparks übernommen. Die EnBW behält

jeweils die restlichen 50,1 Prozent.

(192831043)

LLwww.enbw.com

EnBW: Zweiter Solarpark in

Leibertingen ist am Netz

• Stromertrag reicht rechnerisch für über

1600 Haushalte. „Alles hat gepasst“.

(enbw) Seit dem Freitagvormittag um 10

Uhr speist der zweite EnBW-Solarpark in

Leibertingen klimafreundlich erzeugten

Strom ins Netz. Gegenüber dem ersten ermöglichen

leistungsstärkere Solarmodule

sowie ein optimiertes technisches Konzept

auf etwa der gleichen Fläche mehr als die

doppelte Ausbeute. Voraussichtlich noch

im September soll im Rahmen eines Tags

der Offenen Tür die offizielle Einweihung

mit Bürgermeister Armin Reitze stattfinden.

Über fünfeinhalb Millionen Kilowattstunden

bei einer maximalen Leistung von bis

zu fünf Megawatt (MW, 1 MW = 1.000 Kilowatt)

sollen die etwa 13.400 kristallinen

Solarmodule pro Jahr erzeugen. Das ebenfalls

rund sieben Hektar große, 2009 in

Betrieb gegangene Solarfeld bei Kreenheinstetten

bringt es auf 2,1 Megawatt.

„Mit bisher 20 Millionen Kilowattstunden

Ertrag braucht es sich aber keineswegs zu

verstecken“. Laut Projektleiter Tim Morath

ermögliche der technische Fortschritt eben

heute einen deutlich höheren Wirkungsgrad.

Gut 60 Wechselrichter und drei Trafostationen

sorgen dafür, dass sich der

Strom ins Netz einspeisen lässt. Da ein passend

ausgelegtes 20.000 Volt Erdkabel direkt

vor Ort liegt, musste nicht einmal eine

Leitung gelegt werden. „Von den technischen

Gegebenheiten bis zur Abstimmung

und Zusammenarbeit mit der Gemeinde,

den Eigentümern und der Netze BW - hier

hat einfach alles gepasst“ resümiert Morath.

„Wir waren sogar etwas schneller als

geplant“.

Die Planungen für das Projekt hatten

2015 begonnen. Anfang 2018 stimmte der

Gemeinderat dem Vorhaben zu, woraufhin

sich die EnBW sich erfolgreich bei der bundesweiten

Ausschreibung für die EEG-Vergütung

bewarb. Die Konstruktion der Anlage

lässt die Beweidung durch Schafe zu,

was eine besonders naturnahe und zudem

rationelle Bewirtschaftung der Grünfläche

verspricht. Bis Jahresende sind weitere

ökologische Ausgleichsmaßnahmen umzusetzen.

(192831040)

LLwww.enbw.com

(enbw) Die EnBW hat dieser Tage ihre

neue Servicestation in Emden bezogen.

Von hier werden zukünftig rund 25 Techniker

die Arbeiten an den Offshore-Windparks

EnBW Hohe See und Albatros übernehmen.

Vom benachbarten Flugplatz Emden

starten sie zu den Windparks rund 100

Kilometer vor der Küste, die derzeit noch

im Bau sind und bis Ende 2019 in Betrieb

gehen. Auch für die Wartung des geplanten

900 MW starken Offshore-Windparks He

Dreiht, der 2025 in Betrieb gehen soll, wird

die Servicemannschaft in Emden zuständig

sein. Insgesamt werden 60 neue Arbeitsplätze

in den nächsten Jahren geschaffen.

Zum Einzug hat die EnBW ihre neuen

Nachbarn und Projektbeteiligte eingeladen.

Auch Oberbürgermeister Bernd Bornemann

war der Einladung gefolgt: „Ich

freue mich sehr über das Engagement des

Global Players EnBW am Standort Emden

und die große Zahl der damit neu entstehenden

qualifizierten Arbeitsplätze. Das

schafft Einkommen und Wirtschaftskraft

in Emden. Dies ist aber auch eine Bestätigung

für den Offshore Standort Emden.

Darauf sind wir stolz und wir wollen dies

mit voller Kraft weiter unterstützen und

ausbauen. Gerade in der momentanen Klimadiskussion

ist die Gewinnung von Strom

aus regenerativer Windenergie so wichtig

und zielführend für Emden. Ich danke den

Entscheidungsträgern von EnBW sehr für

die bisherige hervorragende Umsetzung

des Projektes und die sehr gute Abstimmung

und Zusammenarbeit von den ersten

Planungen 2017 bis zur heutigen feierlichen

Eröffnung.“

Ralf Neulinger, Leiter Produktion bei der

EnBW, begrüßte die Gäste: „Wir bedanken

uns ganz herzlich für die gute Unterstützung

während der Bauzeit und freuen uns

sehr auf die künftige Zusammenarbeit und

Nachbarschaft. Hier vor der Küste werden

wir unsere großen Windparks über mindestens

20 Jahre betreiben. Dadurch schaffen

wir langfristige Arbeitsplätze bei uns,

aber auch bei Partnern vor Ort.“

In der zweistöckige Servicestation befinden

sich auf knapp 1.000 Quadratmetern

Büro- und Sozialräume und eine Lagerhalle

für Ersatzteile und Werkzeuge. Die Servicetechniker

von EnBW für die Nordsee-Windparks

werden immer 14 Tage in

den Windparks verbringen und danach 14

Tage frei haben. Leben und arbeiten werden

sie auf dem Schiff „Bibby Wavemaster

Horizon“. Es wird gerade in Rumänien in

den letzten Zügen fertig gestellt und ab

Ende 2019 immer vier Wochen auf See

bleiben. Danach wird das Schiff im Emder

Hafen mit neuem Essen, Wasser, Treibstoff

und Ersatzteilen ausgestattet.


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

Über die Nordsee-Windparks der EnBW

EnBW Hohe See und EnBW Albatros haben

eine Gesamtleistung von 609 Megawatt

und werden jährlich rund 2,5 Milliarden

Kilowattstunden Strom erzeugen. Mit

dieser Energie können rund 710.000 Haushalte

versorgt und rund 1,9 Millionen Tonnen

CO 2 eingespart werden. Die Stromerzeugung

entspricht damit dem Verbrauch

aller Privathaushalte von München.

Für den Windpark EnBW He Dreiht mit

einer Leistung von 900 Megawatt hat die

EnBW in der ersten Offshore-Ausschreibung

in Deutschland den Zuschlag erhalten.

He Dreiht zählt zu den weltweit ersten

Offshore-Projekten ohne Förderung.

(192831042)

LLwww.enbw.com

ENGIE acquires Mobisol and

becomes market leader in the offgrid

solar in Africa

• Founded in 2011, the company employs

over 500 people as well as approximately

1,200 contractors.

(ngie) ENGIE expands its decentralized energy

offering in Africa through the acquisition

of Mobisol, a pioneer of off-grid solar

solutions. Mobisol has operations in Tanzania,

Rwanda, and Kenya and has installed

more than 150,000 solar home systems,

providing clean and reliable energy to over

750,000 people in Sub-Saharan Africa.

With the acquisition of Mobisol, ENGIE

will be offering solar home systems in 3 additional

countries, complementing the six

countries where it is already present with

its solar home system company Fenix International.

Mobisol’s focus on productive use

products, combined with Fenix’s inclusive

home solar power systems, will enable EN-

GIE to offer an unparalleled range of affordable

energy products as well as extending

its customer base from rural to urban

areas. The closing of the acquisition of Mobisol

will happen once all approvals of the

relevant regulatory bodies are received.

ENGIE already has significant activities

in off-grid electrification in Africa. With its

subsidiary Fenix International, it provides

access to energy and financial services via

its solar home systems to over 500,000

customers, improving the quality of life for

over 2.5 million people in Uganda, Zambia,

Nigeria, Benin, Cote d’Ivoire and Mozambique.

Additionally, with ENGIE PowerCorner,

it supplies affordable electricity

to rural populations through smart mini-grids

powered by solar energy and battery

storage. PowerCorner offers 24/7 energy

services to households, local businesses

and public services in villages

across Tanzania and Zambia. All of these

services are enabled by digital financial

solutions such as mobile money and Pay As

You Go technologies.

Isabelle Kocher, ENGIE CEO declared:

“With the acquisition of Mobisol, ENGIE

expands its access to a market of millions

who are not connected to the grid and establishes

itself as the market leader on the

continent. Not only do we change people‘s

lives with clean energy but we trigger economic

activities for households and entrepreneurs

who generate additional income

once they are connected. With ENGIE Power

Corner, Fenix, and now Mobisol, we will

pave the way for a new generation of affordable

energy services, in line with our

strategy focused on the acceleration of the

zero-carbon transition.”

Universal electrification is the 7th of the

United Nations Sustainable Development

Goals that the global community has committed

to achieve by 2030. Currently more

than 600 million people have no access to

electricity in Africa and by 2030 the continent

is expected to be home to 80 percent

of the world’s off-grid population, according

to the International Energy Agency.

(192831045)

LLwww.engie.com

E.ON trifft Investitionsentscheidung

für Windpark mit 440 Megawatt-

Leistung in Texas

(eon) E.ON wird einen neuen Onshore-Windpark

in den USA bauen. Mit dem

440-Megawatt-Projekt Big Raymond in

Texas startet das größte Vorhaben, das

E.ON je in den USA verwirklicht hat. Die

Investition beträgt mehr als 500 Millionen

US-Dollar. Im Rahmen eines Stromliefervertrags

hat E.ON die Bezugsrechte aus

200 Megawatt der Anlage für die Dauer

von 12 Jahren bereits verkauft. Kunde ist

der Energieversorger Austin Energy.

Big Raymond wird in den Bezirken Willacy,

Cameron und Hildalgo errichtet. Baubeginn

ist Ende des Jahres. Gemeinsam mit

den aktuellen Wind- und Photovoltaikprojekten

im Bau hat E.ON derzeit mehr als

900 Megawatt erneuerbarer Energie allein

in den USA in der Umsetzung. Insgesamt

hat E.ON in den USA mehr als 3.800 Megawatt

an Solar-, Wind- und Energiespeicherprojekten

gebaut. Weitere sind in Vorbereitung.

(192831053)

LLwww.eon.com

E.ON beschließt Bau von

Windpark Boiling Springs

(eon) E.ON hat den Bau eines neuen Windparks

in den USA bekannt gegeben. Mit

dem 150-Megawatt-Projekt Boiling Springs

beginnt E.ON erstmals ein Windprojekt in

Oklahoma. Der Autokonzern Honda hat

sich im Zuge eines Stromliefervertrags die

gesamte Energie aus Boiling Springs gesichert.

Honda wird die erneuerbare Energie

für die Autoproduktion in den US-Werken

Ohio und Alabama beziehen.

Der Bau des 150-Megawatt-Projekt wird

Anfang 2020 beginnen und Ende des Jahres

abgeschlossen sein. Boiling Springs ist

Teil von mehr als einem Gigawatt an Windund

Solarenergieprojekten, die E.ON in

den USA initiiert hat und die bis Ende 2020

ans Netz gehen werden. (192831141)

LLwww.eon.com

E.ON vollzieht Erwerb der innogy-

Anteile von RWE

(eon) Die bislang von RWE gehaltenen Anteile

von rund 76,8 Prozent an innogy sind

am 18. September 2019 auf E.ON übergegangen.

Damit ist der Erwerb von insgesamt

426.624.685 Aktien abgeschlossen.

E.ON ist nun wie geplant kurz nach der

Freigabe der Transaktion durch die

EU-Kommission Eigentümerin der Mehrheit

von innogy.

Bis Ende der kommenden Woche wird

E.ON auch das freiwillige öffentliche Übernahmeangebot

an die Minderheitsaktionäre

von innogy vollziehen. Dabei erhalten

diejenigen Minderheitsaktionäre die Angebotsgegenleistung,

die E.ON im Rahmen

des Übernahmeangebots im vergangenen

Jahr ihre Aktien angedient hatten. Bis zum

Ende der Annahmefrist am 25. Juli 2018

hatten sich gut 9,4 Prozent der Aktionäre

für den Verkauf ihrer innogy-Aktien an

E.ON entschieden.

Zusammen mit den zwischenzeitlich

durch E.ON börslich erworbenen innogy-Aktien

in Höhe von knapp 3,8 Prozent

hält E.ON dann insgesamt 90 Prozent aller

innogy-Aktien und erfüllt damit die notwendigen

Voraussetzungen für einen umwandlungsrechtlichen

Squeeze-out. Wie

Anfang September mitgeteilt, will E.ON

daher die Aktien der verbliebenen Minderheitsaktionäre

der innogy SE im Rahmen

eines umwandlungsrechtlichen Squeeze-out-Verfahrens

übernehmen und damit

alleinige Eigentümerin von innogy werden.

E.ON-CEO Johannes Teyssen: „Unser Ziel

ist eine zügige und direkte Integration von

innogy in E.ON. Die nun vollzogene Übernahme

der innogy ist der entscheidende

Schritt zur Neuaufstellung unseres Unternehmens.

Schon bald werden wir uns als

kundenorientierter Innovationstreiber

konsequent auf unsere Kerngeschäfte – intelligente

Stromnetze und Kundenlösungen

– fokussieren können. Davon profitieren

besonders unsere Kunden, mit denen

wir die neue Energiewelt gemeinsam gestalten

möchten. E.ON wird gemeinsam

mit seinen Kunden und Partnern einen wesentlichen

Beitrag zum Klimaschutz in Europa

leisten.“ (192831141)

LLwww.eon.com

16


VGB PowerTech 9 l 2019

Members´ News

E.ON teilt innogy-Vorstand Absicht

mit, umwandlungsrechtlichen

Squeeze-out bei der innogy SE

zeitnah durchzuführen

• Kunden und Investoren profitieren von

vollständiger und möglichst rascher Integration

von innogy

• Schnelle Klarheit für Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter über Aufstellung der

neuen E.ON

(eon) E.ON hat dem innogy-Vorstand seine

Absicht mitgeteilt (04.09.2019), unmittelbar

nach Freigabe der Übernahme der von

RWE und von anderen Aktionären im Rahmen

des freiwilligen Übernahmeangebots

erworbenen innogy-Aktien durch die

EU-Kommission, das Unternehmen voll in

den E.ON-Konzern zu integrieren. Dies soll

durch eine Verschmelzung der innogy SE

auf die E.ON Verwaltungs SE unter Ausschluss

der verbliebenen Minderheitsaktionäre

der innogy SE gegen Leistung einer

angemessenen Barabfindung gemäß § 62

Abs. 5 UmwG (sog. „umwandlungsrechtlicher

Squeeze-out“) erfolgen.

„Dieses im Gesellschaftsrecht ab einem

90-prozentigen Anteilsbesitz vorgesehene

Verfahren erlaubt es uns, die in den letzten

Monaten mit innogy gemeinsam erarbeiteten

Integrationspläne so schnell wie möglich

umzusetzen. Wir werden damit allen

Kunden schon bald verbesserte Leistungen

und Produkte aus einer Hand anbieten

können. Die wirtschaftlichen Vorteile aus

der Integration werden Kunden und Investoren

zugutekommen. Unsere Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter können dann zudem

in gemeinsamen Teams die Weichen

auf Zukunft und Wachstum stellen“, sagt

E.ON-CEO Johannes Teyssen.

Zunächst wird E.ON mit dem Vollzug des

Anteilskaufvertrages knapp 76,8 Prozent

aller innogy-Aktien von RWE erwerben,

mit dem Vollzug des Übernahmeangebots

weitere gut 9,4 Prozent. Zusammen mit

den zwischenzeitlich durch E.ON börslich

erworbenen innogy-Aktien in Höhe von

knapp 3,8 Prozent wird E.ON über die

E.ON Verwaltungs SE, eine E.ON-Konzerngesellschaft,

insgesamt 90 Prozent aller

innogy-Aktien halten und erfüllt damit die

notwendigen Voraussetzungen für den umwandlungsrechtlichen

Squeeze-out.

Um den umwandlungsrechtlichen Squeeze-out

durchzuführen, beabsichtigt die E.

ON Verwaltungs SE, mit der innogy SE Verhandlungen

über einen Verschmelzungsvertrag

aufzunehmen.

Hierbei soll ein Ausschluss der verbliebenen

Minderheitsaktionäre der innogy SE

gegen Gewährung einer angemessenen Barabfindung

nach § 62 Abs. 5 Satz 1 UmwG

i.V.m. §§ 327a ff. AktG vorgesehen werden.

Die genaue Höhe der Barabfindung wird

durch eine Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

ermittelt. Anschließend wird die Angemessenheit

der Barabfindung durch einen

gerichtlich bestellten Prüfer überprüft.

Nach dem Vollzug des Anteilskaufvertrages

und des Übernahmeangebots sowie

nach Abschluss der Prüfung der Angemessenheit

der Barabfindung soll eine außerordentliche

Hauptversammlung der innogy

SE einberufen werden, in der die Übertragung

der Aktien für den entsprechenden

Gegenwert beschlossen wird. Ferner behält

sich die E.ON Verwaltungs SE vor, die Minderheitsaktionäre

der innogy SE alternativ

im Wege eines aktienrechtlichen Squeeze-outs

gemäß §§ 327a ff. Aktiengesetz

auszuschließen.

Der Vollzug des Anteilskaufvertrages und

des Übernahmeangebots stehen noch unter

dem Vorbehalt des Erhalts der erforderlichen

behördlichen Genehmigungen und

Freigaben. Nach Freigaben aus Deutschland

und dem Vereinigten Königreich zu

einzelnen Schritten und Maßnahmen des

mit RWE vereinbarten Pakets steht jetzt lediglich

noch die Fusionskontrollfreigabe

durch die EU-Kommission aus. E.ON ist zuversichtlich,

diese noch in diesem Monat

zu erhalten. (192831055)

LLwww.eon.com

Eskom: Medupi’s last unit, Unit 1,

synchronised to the grid

​(eskom) Eskom is pleased to announce that

first power was produced out of Medupi’s

Unit 1 on Tuesday, 27 August 2019 at 17h36

attaining 190MW, making it the last of the

six Units of Medupi Power Station to be

synchronised to the national grid.

First synchronisation or first power is

when the generator in the unit is, for the

first time, electrically connected to the national

power grid so that it is aligned with

all other generators on the grid. It will then

start to generate and deliver electricity into

the grid over several months. During this

testing and optimisation phase, Unit 1 will

be delivering power intermittently; and

will ensure the country has stable electricity

supply.

The first synchronisation of Unit 1 also

marks a key milestone towards the full

commercial operation of the unit ahead of

its scheduled commercial operation in November

2020. The swiftness in delivering

the Unit has been due to the fact that lessons

learned on previous units were implemented

on Unit 1.

“Delivering Unit 1 ahead of time is an indication

that Team Medupi and its Contractors

are committed to deliver the project

to the nation. This achievement signifies

that Medupi is nearing its completion

and is on track to reach commercialisation

end 2020”, said Jan Oberholzer, Eskom’s

Chief Operating Officer.

The next step will be the testing and optimisation

of the Unit which then results in it

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17


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

being able to generate full power of 800MW

of electricity whilst completing the construction

and commissioning of dust handling

plant. Interestingly, all electricity

that is generated is fed into the national

grid for the country’s consumption. Once

Unit 1 has attained full power, it will be a

step closer to reach commercial operational

which occurs within six to nine months

after first synchronisation.

Eskom takes pride in Team Medupi and

its contractors having achieved this milestone.

The team is commended for the dedication

and commitment for working tirelessly

to ensure the synchronisation of

Unit 1. (192831153)

LLwww.eskom.co.za

EVN: Letztes Kohlefeuer im EVN

Kraftwerk Dürnrohr

• Dürnrohr wird als wichtiger innovativer

Energiestandort weiter entwickelt

• Nach knapp 33 Jahren beendet EVN die

Kohleverstromung am Standort Dürnrohr.

(evn) Das Kraftwerk Dürnrohr ist seit 1986

ein Eckpfeiler der Versorgungssicherheit

Ostösterreichs. Zu Spitzenzeiten war an

diesem Standort Steinkohle für bis zu einem

Jahr Produktion gelagert. Bei Volllast

produzierte Dürnrohr Strom für rund 1,7

Mio. Haushalte.

Nun müssen andere Kraftwerke in Niederösterreich

einspringen und die Versorgungssicherheit

garantieren.

„Ein frühzeitiger Ausstieg aus der Kohleverstromung

ist ein Beitrag zum Klimaschutz

in Österreich, bringt aber gleichzeitig

große Herausforderungen für die heimische

Versorgungssicherheit“, so EVN

Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz.

„Der Ausstieg aus der Kohleverstromung

ist ein richtiger und wichtiger Schritt, weil

die Stromerzeugung durch Kohle die

CO 2 -schädlichste Erzeugungsform ist. Niederösterreich

ist schon jetzt Vorreiter bei

der Stromerzeugung durch Erneuerbare

Energien. Und auch beim Kohleausstieg

wird Niederösterreich mit gutem Beispiel

vorangehen. Ich bin überzeugt, dass der

Standort Dürnrohr auch in Zukunft ein

wichtiger Eckpfeiler in der Energieversorgung

Niederösterreichs sein wird“, erklärt

Landeshauptfrau Johanna Mikl-Leitner.

Zürnrohr bleibt zentraler Energieknoten

Dürnrohr wird als wichtiger innovativer

Energiestandort weiter entwickelt. Hier

nutzt die EVN 500.000 Tonnen Haus- und

Gewerbemüll pro Jahr als Brennstoff zur

Strom- und 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. 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.

(192831157)

Zahlen, Daten Fakten

• Inbetriebnahme: 1986

• Anzahl Kraftwerksblöcke: 2

- VERBUND-Block: 405 MW – Stilllegung

2015

- EVN-Block: 352 MW – Stilllegung 2019

• Stromerzeugung für rund 1,7 Mio.

Haushalte (beide Blöcke)

• Schornstein: 210 m hoch – höchster

Schornstein Österreichs und fünfhöchstes

Gebäude Österreichs

LLwww.evn.aat

EVN Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz und Landeshauptfrau Johanna Mikl-Leitner

(Fotocredit: © EVN / Semrad)

Borkenkäfer – Biomasseanlagen

helfen Waldbesitzern

• Vom gesamten Holzeinschlag 2018 betrug

der Schadholzanteil verursacht

durch den Borkenkäfer, andere Insekten

und Klimaereignisse über 50%

(evn) Nach wie vor schadet der Borkenkäfer

den heimischen Wäldern. Die EVN versucht

laufend mit ihren Biomasseanlagen

die angespannte Situation zu entschärfen,

indem sie von betroffenen Waldbesitzern

vermehrt schadhaftes Holz bezieht. „Aktuell

verhandeln wir sogar mit einem Lieferanten,

der uns schadhaftes Holz vom

Waldviertel zu unseren großen Anlagen

nach Baden und Mödling liefern würde“,

erzählt EVN Sprecher Stefan Zach. „Normalerweise

beziehen wir nur Biomasse in

einem Umkreis von 50 bis 60 Kilometern.

Diese Ausnahmesituation macht allerdings

diesen Schritt notwendig.“

Neben der laufenden Abnahme werden

derzeit immer wieder Extramengen an sogenanntem

Käferholz abgenommen, so

wie aktuell in der EVN Naturwärmeanlage

Tulln.

Angespannte Situation bei Waldbesitzern

Mehr als die Hälfte des österreichischen

Waldbesitzes ist Kleinwald mit weniger als

200 Hektar, der Großteil davon sogar unter

20 Hektar. Die Waldbesitzer sind im Nebenerwerb

tätig und schlagen nur einen

kleinen Teil des Holzes jedes Jahr heraus.

„Und dann kommt der Borkenkäfer und

frisst den gesamten Bestand. Durch die

Holzentwertung und den Preisverfall verliert

der Kleinbauer für mehr als 30 Jahre

seine Einkunftsquelle, denn so lange dauert

der Nachwuchs nach einer Aufforstung,

die zusammen mit der Pflege auch wiederum

kostenintensiv ist – eine existenzbedrohliche

Situation.“, erzählt Zach. Noch

dazu sind die Bauern gesetzlich zur Aufforstung

verpflichtet.

„Die EVN schafft eine zusätzliche Abnahmeschiene

für die Waldbauern und damit

Verdienstmöglichkeiten in Krisenzeiten,

denn wir nehmen gerade die Teile des

Baumes, die stofflich nicht mehr verwertbar

sind“, sagt Zach. „Der Borkenkäferbefall

führt zu einer Entwertung des Holzes,

Pilze sind die Folge, das Holz ist verfärbt

und als Bauholz nicht mehr geeignet. Daher

wird der überwiegende Teil des Baumes

weder vom Sägewerk noch von der

industriellen Platten- oder Papiererzeugung

abgenommen. Besonders betroffen

ist das Waldviertel mit seinen vielen Fichtenreinbeständen,

die in den letzten Jahrzehnten

aus wirtschaftlichen Gründen in

Gebieten aufgeforstet wurden, wo sie

nicht heimisch sind.“ Für den Waldbesitzer

entscheidend sind Preis und Lieferdistanz.

„Wir versuchen für unsere Geschäftspartner

Absatzkontingente freizuhalten,

auch im Sommer“.

18


VGB PowerTech 9 l 2019

Members´ News

Fichten und der Borkenkäfer

Probleme, genügend Biomasse zu bekommen

hat die EVN nicht, denn die aktuelle

Situation der Wälder, insbesondere der

Fichten ist prekär. Das betrifft in Niederösterreich

vor allem das Waldviertel und Teile

des Mostviertels. Über viele Jahre hat

der Wald stark unter Stürmen, Trockenheit,

Hitze und Eisbrüchen gelitten, seine

Widerstandsfähigkeit wurde beeinträchtigt.

Im wahrsten Sinn ein gefundenes Fressen

für den Borkenkäfer, der sich ausbreiten

kann, wenn die Bäume geschwächt

sind. „Der Borkenkäfer ist sozusagen der

Sterbehelfer eines Baumes“, erklärt Zach.

„Er greift zu 99,9% Fichten an, kaum Tannen

oder Laubbäume, außer der Schwarm

ist so intensiv, dass sie über alles herfallen.“

In Zahlen: Vom gesamten Holzeinschlag

2018 betrug der Schadholzanteil

verursacht durch den Borkenkäfer, andere

Insekten und Klimaereignisse über 50%. In

Niederösterreich betrugen die Schadholzmengen

durch den Borkenkäfer im Jahr

2014 etwa 200.000 Festmeter, 2018 waren

es mehr als 3,2 Millionen.

Wie macht der Borkenkäfer das?

Geht es einem Baum nicht gut, sendet er

bestimmte Duftsignale aus. Borkenkäfer

riechen das, die Weibchen bohren sich zwischen

Rinde und Holz und legen dort ihre

Eier ab. Die Larven bilden die charakteristischen

Fraßgänge, der Saftfluss des Baumes

wird unterbrochen und er kann sich

nicht mehr mit Nährstoffen versorgen.

Durch die Klimaerwärmung und die länger

dauernden Vegetationsperioden können

sich jährlich drei bis vier Generationen des

Schädlings entwickeln. Aber auch Kälte

schadet dem Borkenkäfer wenig, nur anhaltende

Nässe reduziert die Population.

EVN Wärme

Die EVN betreibt insgesamt 250 Biomassenahwärmeanlagen,

viele davon sind

Kleinanlagen, die Wohnhauskomplexe mit

Nahwärme versorgen. Von den 70 großen

Anlagen sind Baden und Mödling als Kraftwärmekopplung

ausgeführt, sie erzeugen

Strom, Wärme und Kälte. Alle übrigen sind

Biomassefernheizwerke, die ausschließlich

Wärme zur Raumheizung und Warmwasserbereitung

liefern.

Die EVN benötigt für den Betrieb ihrer

Anlagen jährlich etwa 1,5 Millionen

Schüttraummeter Waldhackgut, das sie

von lokalen Genossenschaften wie der

Fernwärmegenossenschaft Waldviertel,

dem Niederösterreichischen Waldverband,

dem Niederösterreichischen Maschinenring,

Stifen wie Heiligenkreuz, Forstbetrieben

und lokalen Holzhändlern kauft. „Ziel

der EVN ist eine umweltfreundliche Erzeugung

und das Verbleiben der Wertschöpfung

in der Region“, so Zach. (192831252)

LLwww.evn.at

HELEN: Solar power plant to open

in Messukeskus – construction of

extension on the Messukeskus roof

started immediately

(helen) Messukeskus Helsinki and Helen

Ltd will open one of the largest solar power

plants in Helsinki on the hall roofs of the

Messukeskus Expo and Convention Centre.

The solar power plant will start operation

at the end of August or the beginning of

September 2019. Construction of an extension

will also start at the same time.

The solar power plant will increase the

energy efficiency of the expo and convention

centre and strengthen the share of solar

power in Helen’s production. The 1,589

solar panels of the plant have been installed

on the roofs of halls 4 and 5 of the

centre this summer. Estimated annual production

in the initial stage is 445 MWh,

which corresponds to the annual consumption

of more than two hundred one-bedroom

flats.

By the end of the year, about 300 more

panels will be installed. Once the extension

has been completed, the annual output of

the solar power plant will exceed 530 megawatt-hours.

Helen will offer the panels of the Messukeskus

solar power plant for its customers

to rent with the popular designated panel

principle.

Messukeskus to become 110% carbon

neutral within ten years

“The objective of our environmental work

is to be a 110% carbon-neutral event venue

in 2029. We strive towards this target by

reducing energy use, increasing the share

of renewable energy and utilising carbon-neutral

alternatives. The solar power

plant will increase the share of renewable

energy and decrease the cooling need of

our premises as the solar panels also have a

shading effect,” says Managing Director

Anni Vepsäläinen.

Mödling: Mit ihren großen Biomasseanlagen möchte EVN helfen,

die angespannte Situation zu entschärfen.

“We are glad that we were able to implement

the solar power plant consisting of

designated panels on the roof of Messukeskus.

Helen aims for carbon-neutral energy

production, and it is achieved together

with the customers,” says Helen’s Director

Marko Riipinen.

Last autumn, Messukeskus joined the Climate

Partners network between the City of

Helsinki and businesses. The objective of

the network is a carbon-neutral Helsinki.

The environmental work of Messukeskus

includes 99% waste recovery and the utilisation

of the latest building technology, for

example, the use of geothermal heat, district

cooling, heat recovery and the use of

LED technology. Messukeskus has also reduced

the use of single-use products and

significantly increased the provision of services

for drivers of electric vehicles.

(192831258)

Facts

• The new solar power plant is located at

the Messukeskus Expo and Convention

Centre in Pasila, on the roofs of halls 4

and 5

• The solar panels were installed in summer

2019.

• Estimated annual production in the initial

stage is 445 MWh

• Rated output 500 kWp

• Output of one panel 315 W

• A personal, designated panel can be

rented at the address helen.fi/messukeskus

• The solar power production of Helen’s

designated panel power plants is approaching

an output of two megawatts.

Helen’s previous designated panel power

plants are located in Kivikko and Suvilahti.

• In 2009, Messukeskus was the first

Finnish expo and congress centre to be

awarded with the ISO 14001 environmental

certificate for its environmental

management system.

LLwww.helen.fi

19


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

innogy veräußert Anteil am

Geschäft der slowakischen VSEH

an RWE

• Konzerninterne Übertragung des innogy-Anteils

von 49 % am Geschäft der

slowakischen VSEH (Východoslovenská

energetika Holding a. s.) an RWE

• Struktureffekt im Ausblick durch rückwirkenden

Ausweis als nicht fortgeführte

Aktivität zum 1. Januar 2019

(innogy) Die innogy SE hat ihren Anteil

von 49 Prozent am Geschäft der slowakischen

VSEH(Východoslovenská energetika

Holding a. s.), mit Sitz in Kosice, an RWE

veräußert. Die VSEH ist eine Holdinggesellschaft,

deren Tochtergesellschaften im

Bereich der Stromversorgung und -verteilung

sowie im Vertrieb in der Slowakei tätig

sind.

Über die Höhe des Kaufpreises haben die

Vertragsparteien Stillschweigen vereinbart.

Aus Sicht von innogy wurde ein attraktiver

Preis erzielt. Dies wird durch ein

Gutachten bestätigt, das eine renommierte

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft auf der

Grundlage allgemein anerkannter Bewertungsgrundsätze

erstellt hat. Da der Verkaufserlös

im neutralen Ergebnis verbucht

wird, zeigt sich dieser positive Effekt nicht

im bereinigten EBIT.

Die VSEH wird rückwirkend zum 1. Januar

2019 als nicht fortgeführte Aktivität ausgewiesen.

Dieser strukturelle Effekt hat zur

Folge, dass der bisher für 2019 erwartete,

höhere zweistellige Millionen-Euro-Betrag

des slowakischen Energiegeschäfts nicht

mehr zum bereinigten Konzern-EBIT des

laufenden Geschäftsjahres beiträgt, was

sich entsprechend im Ausblick für das Jahr

2019 zeigt. (192831303)

LLwww.innogy.com

LEAG bereitet zeitweisen

Sicherheitsbetrieb des Tagebaues

Jänschwalde vor

• Antrag auf Fristverlängerung wurde

durch Verwaltungsgericht Cottbus

abgelehnt

(leag) Nachdem das Verwaltungsgericht

Cottbus heute (30. August 2019) den Antrag

der Lausitz Energie Bergbau AG

(LEAG) auf Fristverlängerung für die

FFH-Verträglichkeitsprüfung zum zugelassenen

Hauptbetriebsplan 2019 für den Tagebau

Jänschwalde abgelehnt hat, bereitet

sich die LEAG auf einen nun unausweichlich

gewordenen zeitweisen Sicherheitsbetrieb

des Tagebaus Jänschwalde ab dem 1.

September 2019 vor. Dieser wird laut Beschluss

des Verwaltungsgerichtes Cottbus

vom 27.Juni 2019 unvermeidlich, da die

vom Gericht geforderte FFH-Verträglichkeitsprüfung

aufgrund ihres umfangreichen

Untersuchungs- und Prüfungsumfangs

nicht bis zum 31. August abgeschlossen

werden kann. Zudem hat das

Oberverwaltungsgericht Berlin-Brandenburg

die Beschwerde der LEAG gegen den

Beschluss des Verwaltungsgerichts, die im

Erfolgsfall einen Weiterbetrieb des Tagebaus

zur Folge gehabt hätte, inzwischen

zurückgewiesen, ebenso wie die Beschwerden

der Deutschen Umwelthilfe (DUH)

und des Landesamtes für Bergbau, Geologie

und Rohstoffe (LBGR).

Die Zulassung zum Hauptbetriebsplan ist

damit ab dem 31. August außer Vollzug gesetzt.

Das hatten die Deutsche Umwelthilfe

(DUH) und die Grüne Liga mit einem Eilantrag

vor dem Verwaltungsgericht erwirkt.

„Wir haben uns gemäß der erlassenen Anordnung

des LBGR, den Tagebau ab dem

31. August in einen zeitweiligen Sicherheitsbetrieb

zu überführen, zunächst auf

einen Stillstandszeitraum von nicht mehr

als 10 bis 12 Wochen eingerichtet. Damit

müssen in jedem Fall die Arbeit der Abraumförderbrücke

sowie die Kohleförderung

unterbrochen werden. Unabhängig

vom dadurch eintretenden wirtschaftlichen

Schaden ist eine solche Situation den

Bergleuten aber nicht unbekannt. Von den

geotechnischen und technologischen Voraussetzungen

ist sie ungefähr vergleichbar

mit einem planmäßigen Stillstand wie

etwa bei einer großen Generalinstandsetzungsmaßnahme“,

erklärt Uwe Grosser,

Bergbau-Vorstand der LEAG. „Die Versorgung

des Kraftwerkes Jänschwalde wäre

für einen kurzen Zeitraum weiterhin möglich

und auch für die Mitarbeiter, die nicht

in dem Sicherheitsbetrieb eingebunden

sind, werden wir die Auswirkungen bei einem

kurzen Stillstand über Arbeitszeitkonten

oder Umsetzungen an andere Standorte

geringhalten.“

Die LEAG hatte Ende Juli umfangreiche naturschutzfachliche

und hydrologische Unterlagen

zur FFH-Untersuchung beim

LBGR und dem beteiligten Landesamt für

Umwelt (LfU) eingereicht. Aufgrund des

erheblichen Prüfumfangs und des infolge

des Verwaltungsgerichtsbeschlusses deutlich

verkürzten Untersuchungs- und Prüfzeitraums

war ein sachgerechter Abschluss

der Untersuchung und Prüfung zum 31.

August 2019 nicht möglich. Die unmittelbare

Konsequenz daraus ist der zeitweise

Sicherheitsbetrieb des Tagebaues.

„Wenn die Deutsche Umwelthilfe und die

Grüne Liga den Tagebaustopp von Jänschwalde

jetzt als einen Erfolg für den Naturschutz

feiern, dann zeugt dies von großer

Unwissenheit“, stellt Uwe Grosser fest.

„Ihnen sollte klar sein, dass ein Tagebaubetrieb,

auch mit Rücksicht auf die ihn umgebende

Natur und Umwelt und auf die dicht

am Tagebaurand liegenden Dörfer, nicht

einfach von heute auf morgen die Grubenwasserhebung

einstellen kann, wie sie es

fordern. Und offenbar wollen sie auch

nicht zur Kenntnis nehmen, dass gerade

mit dem Grubenwasser, gegen dessen Hebung

sie gerichtlich zu Felde ziehen, schon

heute gerade Naturschutzgebiete, um deren

Schutz es ihnen angeblich geht, am Leben

gehalten werden. Die DUH und die

Grüne Liga haben mit ihrer Klage nichts

Positives für Natur und Umwelt erreicht.“

Die Details des konkreten Sicherheitsbetriebs

müssen durch das LBGR geregelt

werden. Dazu gehört unter anderem der

Weiterbetrieb der Grubenwasserhebung

aus Gründen der Böschungssicherheit. Zudem

wurden auf Basis einer Anordnung

vom 7. August des LBGR vor allem geotechnische

und wasserwirtschaftliche Vorkehrungen

für die geologische Standsicherheit

des gesamten Grubenbetriebs im Tagebau

einschließlich der 30.000 Tonnen schweren

Förderbrücke mit angeschlossenen

Baggern getroffen. (192831310)

LLwww.leag.de

145 Auszubildende haben ihre

Ausbildung bei der LEAG

begonnen

• Technische und kaufmännische Berufswege

in Brandenburg und Sachsen

(leag) 145 junge Menschen haben am 12.

August ihre Ausbildung in verschiedenen

Ausbildungsberufen bei der Lausitz Energie

Bergbau AG und der Lausitz Energie

Kraftwerke AG begonnen. Darunter befinden

sich zwei Auszubildende, die jeweils

für ein Partnerunternehmen ausgebildet

werden. Auch in diesem Jahr haben sich

junge Leute für ein duales Studium bei der

LEAG entschieden. Damit bietet die LEAG,

jungen Menschen, zusätzlich zu den Ausbildungsgängen,

die Möglichkeit der praktischen

und theoretischen Ausbildung im

Rahmen dualer Studiengänge. Für das Studium

zum Bachelor of Arts in der Fachrichtung

Industrie kooperiert das Unternehmen

mit der Hochschule für Wirtschaft

und Recht Berlin. Seit diesem Jahr sind

zudem zwei neue Ausbildungsberufe im

Angebot der LEAG. Neu sind der Maschinen-

und Anlagenführer sowie der Abschluss

zum Bachelor of Science in der

Fachrichtung Informatik in Kooperation

mit der Hochschule Zittau/Görlitz. Ebenfalls

mit Beginn des Ausbildungsjahres bildet

die LEAG wieder Eisenbahner im Betriebsdienst

aus.

Mit Beginn des neuen Ausbildungsjahres

bildet die LEAG damit 615 junge Menschen

aus und bereitet sie auf das spätere Berufsleben

vor. Darunter sind 25 Auszubildende

von Partnerunternehmen, die bei LEAG

ausgebildet werden. Zum Beginn des Ausbildungsjahres

lernten sich die neuen Lehrlinge

auf einer Einführungswoche kennen.

Dafür trafen sich die Azubis der Lausitz

Energie Bergbau AG und der Lausitz Energie

Kraftwerke AG in dieser Woche mit ihren

künftigen Ausbildern im brandenburgischen

Blossin am Heidesee.

20


VGB PowerTech 9 l 2019

VGB-WORKSHOP

1. Cyber-Security Tag Energie

21. NOVEMBER 2019 IN ESSEN

ENERGIE-CAMPUS DEILBACHTAL

TAGUNGSPROGRAMM

(Änderungen vorbehalten)

Members´ News

Auf dem gemeinsamen Auftaktworkshop „1. Cyber- Security

Tag Energie“ von KSG|GfS – Das Simulatorzentrum, KWS

Kraftwerksschule und VGB PowerTech werden wir Sie über

einen ganzen Tag zum Thema Cyber-Security in der Energiewirtschaft

informieren. Unsere Experten aus der Praxis werden

alle wichtigen unter diesem umfassenden Schlagwort

zusammen gefassten Aspekte beleuchten und relevante Teilaspekte

vertiefen.

Sie sind in Ihrem Unternehmen verantwortlich für Cyber-

Security! Geht es Ihnen wie einer Mehrheit Ihrer Kolleginnen

und Kollegen und sie kennen die Anforderungen aus dem

Cyber-Security-Act, dem IT-Sicherheits gesetz 2.0 oder der

IEC 62443 nicht vollumfänglich?

Unsere Vortragsreihe widmet sich genau dieser Problematik

mit einem ganzheitlichen Ansatz und wird in mehreren Veranstaltungen

Sie oder Ihre Kolleginnen und Kollegen auf die

Herausforderung unseres Zeitalters vorbereiten:

| Den Betrieb einer sicheren IT/OT-Landschaft, die vor den

Gefahren von Cyber-Angriffen gut gerüstet ist.

Nach dem Auftaktworkshop auf dem Energie-Campus Deilbachtal

verfügen Sie über einen ersten vertieften Einblick in

das Thema Cyber-Security.

In den Folgeveranstaltungen bieten wir Ihnen weiter detaillierte

Einblicke in diesen immer wichtiger werdenden Themenkomplex

an.

Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme!

KSG|GfS | KWS | VGB PowerTech

L Online-Registrierung:

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

ab 09:15 Check-In

10:00 Begrüßung

Dr.-Ing. Oliver Then, VGB PowerTech e.V.

Prof. h.c PhDr. Stefan Loubichi,

KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen

10:00 – 10:15 Die Bedeutung der Digitalisierung

für die Energiewirtschaft

Dr.-Ing. Oliver Then,

Geschäftsführer, VGB Power Tech e.V.

10:15 – 10:45 Cybercrime meets Windenergie

Michael Tenten, wpd IT GmbH

10:45 – 11:15 Versicherbarkeit von Cyber-Security in der Energiewirtschaft

– Grundlagen und Erfahrungen

Dr. Sven Erichsen, Erichsen GmbH

11:15 – 11:30 Fragerunde und Diskussion

11:30 – 12:00 Die Bedeutung der IEC 62443 im

Energieerzeugungsbereich in Deutschland

Frederic Buchi, Siemens AG

12:00 – 12:30 Schrittweise Umsetzung von Cyber Security

Maßnahmen in ihrem Leitsystem

Richard Biala, ABB AG

12:30 – 12:45 Fragerunde und Diskussion

13:30 – 14:00 Cyber-Security Act und IT-Sicherheitsgesetz 2.0:

Welchen Anforderungen muss die

Energiewirtschaft in Zukunft begegnen

Prof. h.c PhDr. Stefan Loubichi, KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft

mbH, Essen

14:00 – 14:30 Umsetzung von IT- und Cyber-Security

am Beispiel von Uniper

Dirk Meyer, Uniper S.E.

14:30 – 15:00 OT Cyber Security Maturity Journey

Christian Franzen, Deloitte GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

15:00 – 15:15 Fragerunde und Diskussion

15:30 – 16:00 Transfer von Prozessleittechnischem

Know-how in die Cyber-Security

Jörg Schulte-Trux, KWS Kraftwerksschule e.V.

16:00 – 16:30 Zertifizierung in der Energiewirtschaft in

den Bereichen IT-Sicherheit, Informations sicherheit

und Cybersicherheit auf Basis gängiger Standards

Ronny Neid, DGI Deutsche Gesellschaft

für Informationssicherheit AG

16:30 – 17:00 Know-how-Absicherung durch die

Personalzertifizierungen von Microsoft,

Cisco und CompTIA: ein Erfahrungsbericht aus 25

Jahren Umsetzung

Farid Rahbari-Nejad, rahbarsoft

17:00 – 17:15 Fragerunde und Diskussion

17:15 – 17:30 Schlussworte

Dr.-Ing. Oliver Then, VGB PowerTech e.V.

Prof. h.c PhDr. Stefan Loubichi, KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft

mbH, Essen

Bleiben Sie mit uns in Kontakt!

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

21


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

An drei Ausbildungsstandorten in Brandenburg

und Sachsen können junge Menschen

aus insgesamt neun verschiedenen

Ausbildungsberufen wählen. Dazu gehören

gewerblich-technische Ausbildungen zu

Mechatronikern, Industriemechanikern,

Elektronikern für Betriebstechnik, Eisenbahnern

im Betriebsdienst, Maschinenund

Anlagenführern oder Bachelor of

Science, Fachrichtung Informatik (m/w/d).

Im kaufmännischen Bereich werden Ausbildungen

als Industriekaufmann, Kaufmann

für Büromanagement oder Bachelor of

Arts, Fachrichtung Industrie, (m/w/d) angeboten.

(192831311)

LLwww.leag.de

LEAG zahlt 2019 erste Tranche für

Tagebau-Vorsorge ein

• Zweckgesellschaft zur Sicherung der

Bergbaufolgelandschaft wird vorfristig

eingerichtet

(leag) Eineinhalb Jahre vorfristig, bis zum

31. Dezember 2019, wird die Lausitz Energie

Bergbau AG (LEAG) die mit dem Land

Brandenburg vereinbarte Zweckgesellschaft

zur Sicherung der Wiedernutzbarmachung

der Bergbaufolgelandschaften

und etwaiger Nachsorgeverpflichtungen in

Bezug auf die Tagebaue Jänschwalde und

Welzow-Süd einrichten. Die am 1. Juli 2019

abgeschlossene Vorsorgevereinbarung hatte

dafür ursprünglich eine Frist bis zum 30.

Juni 2021 gesetzt. Gleichzeitig wird das

Bergbauunternehmen eine erste Tranche in

Höhe von 10 Millionen Euro vom vereinbarten

Sockelbetrag (insgesamt 102,9 Millionen

Euro) bis zum Ende dieses Jahres in die

Zweckgesellschaft einbringen und die Einlage

in den kommenden Jahren schrittweise

weiter aufbauen. Darüber informierte am

Freitag, 9. August 2019, der LEAG-Vorstandsvorsitzende

Dr. Helmar Rendez.

„Wir haben uns zu diesem Schritt in Anerkennung

eines gestiegenen Sicherungsbedürfnisses

des Landes entschieden, das in

den gemeinsamen Gesprächen zur Vorsorgevereinbarung

deutlich geworden ist“, erklärt

Dr. Helmar Rendez. „Gleichzeitig wollen

wir damit deutlich machen, dass wir von

der Tragfähigkeit des in der Vereinbarung

beschriebenen Vorsorgekonzeptes überzeugt

sind. Es gibt sowohl uns als Bergbaubetreiber

als auch dem Land eine weitgehende

Planungssicherheit, vorausgesetzt,

dass auch die Bundespolitik diesen Aufbauplan

respektiert und ihn nicht durch immer

weitere ungeplante regulatorische Eingriffe

in die Energiewirtschaft behindert.“

Die Brandenburger Zweckgesellschaft

soll bis zur Einstellung der Kohlegewinnung

im Lausitzer Revier ein Sondervermögen

von insgesamt 770 Millionen Euro

zur Wiedernutzbarmachung und zur etwaigen

Nachsorge der Tagebaue in Brandenburg

bilden. (192831312)

LLwww.leag.de

25 Jahre

Braunkohlenunternehmen MIBRAG

• Unternehmen aus Zeitz begeht mit Festakt

Firmenjubiläum

• Dr. Reiner Haseloff würdigt hohe Veränderungsbereitschaft

(mibrag) Die Mitteldeutsche Braunkohlengesellschaft

mbH (MIBRAG) blickt auf 25

Jahre Firmengeschichte zurück. Zum 1.

Januar 1994 war das Unternehmen durch

die Treuhandanstalt an anglo-amerikanische

Unternehmen verkauft worden. Heute

ist die Energetický a průmyslový holding,

a.s. (EPH) alleiniger Gesellschafter

von MIBRAG. In der MIBRAG-Gruppe mit

ihren Tochterfirmen sind mehr als 2.700

Mitarbeiter tätig.

„Unsere Braunkohleregion hatte nach der

Wiedervereinigung bereits einen schwierigen

Strukturwandel zu bestehen und nun

steht ein weiterer bevor“, sagte Sachsen-Anhalts

Ministerpräsident Dr. Reiner

Haseloff auf einem Festakt am 23. August

2019 in Zeitz. „Hier ist MIBRAG ein ganz

wichtiger Akteur. Ich begrüße die hohe

Veränderungsbereitschaft im Unternehmen.

Bereits jetzt werden die Grundlagen

für den Fortbestand des Unternehmens

nach Ende des Kohleabbaus gelegt“, führte

Dr. Haseloff fort.

Der Vorsitzende der MIBRAG-Geschäftsführung

Dr. Armin Eichholz erinnerte an

die Anfänge. „Bereits drei Jahre vor der MI-

BRAG-Privatisierung schloss die Südzucker

AG den allerersten langfristigen Kohleliefervertrag

mit dem Vorgängerunternehmen

von MIBRAG ab. Für das

Bergbauunternehmen und das ganze Mitteldeutsche

Revier war das eine wichtige

Entscheidung und ein Signal zugleich,

zeigte es doch damals den potenziellen MI-

BRAG-Investoren: Braunkohle wird in der

Region gebraucht und hat eine Zukunft.“

Der Aufsichtsratsvorsitzende Dr. Wilhelm

Beermann betonte, „25 Jahre MIBRAG, das

sind zweieinhalb Jahrzehnte verlässliche

Partnerschaft in Mitteldeutschland.“ Die

heimische Braunkohle hat robuste Wirtschaftsstrukturen

entstehen lassen und regionale

Wertschöpfung beflügelt. „Das hat

alte und neue Beschäftigung nicht nur bei

MIBRAG gesichert, sondern auch bei Kunden,

Partnern und Zulieferbetrieben. Eine

Beschäftigungsmultiplikation zum Vorteil

aller.“

MIBRAG baut in den Tagebauen Profen

und Vereinigtes Schleenhain Rohbraunkohle

zur Versorgung der Kraftwerke

Schkopau (900 Megawatt) und Lippendorf

(1.840 Megawatt) ab, die zu den modernsten

Kohlekraftwerken in Deutschland gehören

und in Sachsen-Anhalt und Sachsen

tausende Haushalte und Industriebetriebe

mit Strom, Prozessdampf und Wärme versorgen.

(192831315)

LLwww.mibrag.de

Mibrag: Ausbildungsstart

für 53 junge Leute aus

der Region in Profen

(mibrag) Für 42 Azubis begann am 19. August

der Tag bei der Mitteldeutschen

Braunkohlengesellschaft mit der feierlichen

Übergabe der Ausbildungsverträge.

Die jungen Leute aus Sachsen, Sachsen-Anhalt

und Thüringen erlernen die Berufe

Industriemechaniker (16), Elektroniker

(10), Maschinen- und Anlagenführer (12),

Kauffrau/-mann für Büromanagement (3)

und Chemielaborant (1). Außerdem werden

11 Azubis der MIBRAG- Kooperationspartner

AGCO Hohenmölsen GmbH und

der Südzucker AG in Profen ausgebildet.

Zu den Gratulanten im MIBRAG-Ausbildungszentrum

Profen gehörten Dr. Armin

Eichholz, Vorsitzender der Geschäftsführung

MIBRAG, und Matthias Lindig, stellvertretender

Betriebsratsvorsitzender.

„Die Ausbildung bei MIBRAG bietet Jugendlichen

einen qualitativ hochwertigen

Bildungsweg. Außerdem sind die beruflichen

Perspektiven nach der Ausbildung

nahezu perfekt. Qualifizierte Facharbeiter

werden bei uns und in anderen Unternehmen

in der Region gesucht und eingestellt.

Wer heute eine Berufsausbildung macht,

bildet damit den Grundstein für eine gute

und sichere Berufsentwicklung“, so Dr. Armin

Eichholz.

Das Bergbauunternehmen legt hohen

Wert auf die Ausbildung seines fachlichen

Nachwuchses. Seit 1995 absolvierten über

1.000 junge Menschen aus der Region eine

zwei, drei- beziehungsweise dreieinhalbjährige

Facharbeiterausbildung. Bislang

konnten mehr als 560 jungen Facharbeitern

unbefristete und darüber hinaus befristete

Arbeitsverträge angeboten werden.

MIBRAG setzte 2018 über vier Millionen

Euro für die eigene Ausbildung ein. Im Jahresdurchschnitt

betreuen elf Ausbilder

etwa 140 Auszubildende. Das Ausbildungszentrum

in Profen wurde bereits das 4. Mal

von der IHK Halle-Dessau als „Top-Ausbildungsbetrieb“

ausgezeichnet. (192831316)

LLwww.mibrag.de

22


VGB PowerTech 9 l 2019

Members´ News

MVV: Baustart am juwi-Windpark

Lauda-Königshofen

• Der Wörrstädter Projektentwickler beginnt

mit der Erschließung der Anlagenstandorte

im Main-Tauber-Kreis

• Inbetriebnahme der beiden Windräder

vom Typ Vestas V126-3.45 MW bis Jahresende

• Windpark liefert jährlich Ökostrom für

mehr als 5.300 Haushalte

(mvv) Der Projektentwickler juwi hat mit

der Erschließung der Anlagenstandorte für

den Windpark bei Lauda-Königshofen

(Main-Tauber-Kreis) begonnen. Das im

rheinland-pfälzischen Wörrstadt ansässige

Unternehmen plant auf Gemarkung des

Stadtteils Heckfeld die Inbetriebnahme

von zwei modernen Binnenlandanlagen

des Typs Vestas V126 mit einer Leistung

von je 3,45 Megawatt. Bis Ende des Jahres

sollen die Anlagen am Netz sein. Aktuell

werden die Zufahrtswege geschottert und

ertüchtigt sowie die Montage-, Lager- und

Kranstellflächen ausgebaut.

„Die bauvorbereitenden Maßnahmen

werden noch den ganzen Sommer andauern“,

erläutert Projektleiterin Martha Müller

den Zeitplan. „Ab September werden

dann die Baugruben für die Fundamente

ausgehoben, die Bewehrungskörbe montiert

und anschließend die Betonage

durchgeführt.“ Die kreisrunden Fundamente

sind ca. 3,5 Meter tief eingebunden

und messen rund 22 Meter im Durchmesser.

Im Anschluss folgt die Anlieferung der

Großkomponenten: Maschinenhaus, Generator,

Rotorblätter und Turmsegmente.

Im Spätsommer wird das Unternehmen

auch damit beginnen, die rund 10 Kilometer

lange Kabeltrasse bis zum Umspannwerk

Königshofen zu verlegen. Hier wird

der Windstrom in das regionale Verteilernetz

eingespeist. Dabei wird die Kabeltrasse

eine Bahnstrecke sowie den Flusslauf

der Tauber unterqueren.

Ende 2019 sollen die beiden Anlagen

dann in Betrieb gehen. Martha Müller:

„Auf den Moment der Inbetriebnahme

freue ich mich bereits jetzt. Wir sind stolz

darauf, mit dem Windpark Lauda-Heckfeld

einen wichtigen Beitrag zum Gelingen der

Energiewende in Südwestdeutschland zu

leisten und zum Ausbauziel für erneuerbare

Energien des Landes Baden-Württembergs

beizutragen.“

Der von juwi gewählte Anlagentyp erzeugt

an diesem Standort pro Jahr rund

17,5 Millionen Kilowattstunden sauberen

Windstrom. Das reicht aus, um mehr als

5.300 Haushalte der Region mit klimafreundlichem

Strom zu versorgen.

(192831432)

LLwww.mvv.de

Ørsted: Improved version of

Herning Power Station ready

to supply heat and power

• Eighteen months of upgrading has been

completed, and Herning Power Station

will now be able to reduce its fuel consumption

by 20 per cent.

(orsted) In snow and sleet, Kristian Jensen,

the then Danish Minister of Finance,

turned the first sod for the conversion of

Herning Power Station on 1 March 2018.

The combined heat and power (CHP) plant

was to be upgraded with a flue gas condensation

plant, utilising the residual heat in

the flue and making the plant more efficient.

The conversion has now been completed.

“With the new plant at Herning Power

Station, we’ll be able to reduce our fuel

consumption by around 20 per cent. That’s

very good news for our climate and for our

district heating customers, as our wood

chip-fired CHP plant will now become even

greener,” says Ole Thomsen, Head of Production

in Ørsted’s bioenergy business.

The conversion project was launched at

the same time as Ørsted signed a 15-year

agreement with the local Danish energy

companies ‘Eniig Varme’, ‘Energi Ikast

Varme’ and ‘Sunds Vand og Varme’ to continue

supplying district heating from Herning

Power Station.

“The new plant has been a prerequisite

for signing the new, long-term heat agreement.

Both now and in the future, the objective

is to operate an efficient as well as

cost-competitive and environmentally sustainable

district heating company in Herning

where pricing and green heat profile

are very important for our customers here

and are important incentives for their

choice of a future heat source,” says Erling

V. Klemmensen, Head of the heat division

at ‘Eniig Varme’.

“It’s very satisfactory that we’ve once

again succeeded in realising a major conversion

of Herning Power Station based on

local collaboration between the heat suppliers

in Sunds, Herning and Ikast and a

rewarding collaboration with Ørsted,” says

Jørgen Mosegaard, CEO of Energi Ikast.

“It’s very satisfactory that the conversion

of Herning Power Station generally was

carried out within the planned timeframe

and within budget. At ‘Sunds’, we’re very

pleased that the environmental and financial

prerequisites are now in place, enabling

us to continue collaborating on local

district heating. This means that the inhabitants

of Sunds can safely choose district

heating as their preferred type of heating

and Sunds Forsyning as their local multi-supply

utility,” says Stig Østergaard

Nielsen, Chairman of the Board of ‘Sunds

Vand og Varme’.

A green journey

Herning Power Station dates from 1982

and was originally a coal-fired power plant.

In 2000, it was converted to using natural

gas as fuel, and two years, later it was converted

once again to using primarily wood

chips as fuel.

Since 2009, Herning Power Station has

been able to run exclusively on biomass –

primarily wood chips supplemented with

wood pellets. The establishment of the new

plant makes it possible to use the residual

heat in the flue, resulting in an even more

efficient power station that can lower its

fuel consumption significantly.

Goodbye coal

Ørsted’s seven largest CHP plants, of

which Herning Power Station is one, cover

about a quarter of Denmark’s district heating

consumption. Five of the CHP plants

have already replaced coal and gas with

wood pellets and wood chips from sustainable

production forests, and since 2006,

Ørsted has reduced its coal consumption by

82 per cent. At the end of 2022, all of

Ørsted’s CHP plants will have phased out

coal entirely. (192831319)

Facts about Herning Power Station

• Herning Power Station has a capacity of

78 MW of power and 200MJ/s of district

heating.

• The district heating produced by Herning

Power Station covers the annual

heat consumption of approx. 48,000

Danish households.

• The power station is able to supply heat

without also having to produce power.

This may become relevant in cases

where solar and wind energy generate

enough power to cover consumption.

LLwww.orsted.com

Ørsted and partners

secure government funding

for hydrogen project

• Ørsted, ITM Power and Element Energy,

has won funding from the UK Government

for a green hydrogen project.

(orsted) The Gigastack feasibility study,

led by ITM Power, is a six-month project to

investigate the potential delivery of bulk,

low-cost and zero-carbon hydrogen. The

funding has been secured as part of the Department

for Business, Energy and Industrial

Strategy (BEIS) Hydrogen Supply

Competition, which looks at ways to accelerate

the development of low carbon hydrogen

supply solutions.

The aim of the project is to identify opportunities

to reduce the cost of producing

hydrogen through the process of electrolysis,

making it a more viable option for the

UK’s energy system and for decarbonising

industry.

23


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

VGB-FORTBILDUNGSVERANSTALTUNG

Immissionsschutz und Störfall 2019

26. BIS 28. NOVEMBER 2019 IN HÖHR-GRENZHAUSEN

VERANSTALTUNGSORT

Hotel Zugbrücke Grenzau

Höhr-Grenzhausen

L www.zugbruecke.de

L Online-Registrierung:

www.vgb.org/registration_immission.html

Die VGB-Fortbildungsveranstaltung „Immissionsschutz und

Störfall 2019“ ist behördlich anerkannt als Fortbildungsmaßnahme

gem. §9 Abs. 1 und §7 Nr. 2 der Verordnung über

Immissionsschutz- und Störfallbeauftragte – 5. BImSchV –

vom 30. Juli 1993, zuletzt geändert durch die Verordnung

zur Umsetzung der Richtlinie über Industrieemissionen, zur

Änderung der Verordnung über Immissionsschutz- und Störfallbeauftragte

und zum Erlass einer Bekanntgabeverordnung

vom 2. Mai 2013.

Über den Besuch der Veranstaltung wird eine Bescheinigung

ausgestellt, die gegenüber den Behörden als Fortbildungsnachweis

dient.

Die Bescheinigung wird nur dann ausgestellt, wenn der Teilnehmer/

die Teilnehmerin während der gesamten Dauer der

Fortbildungsveranstaltung anwesend war und an einer der

angebotenen Gruppendiskussionen teilgenommen hat.

Nehmen Sie den Vorteil einer branchenspezifischen Fortbildung

wahr!

TAGUNGSPROGRAMM

(Änderungen vorbehalten, Vortragszeiten inkl. Diskussion)

ab

14:30

14:35

V01

15:25 Pause

15:40

V02

16:30

V03

ab

19:00

DIENSTAG, 26. NOVEMBER 2019

Begrüßung und Imbiss

Ermittlung und Bewertung des Standes der

Lärmminderungstechnik

| Geräuschemissionsmessungen

| Geräuschminderungsmaßnahmen

| Schema zur Bewertung des Standes der Lärmminderungstechnik

Dipl.-Ing. (FH) Dirk Hinkelmann,

Müller-BBM GmbH, Gelsenkirchen

Emissions-Mischgrenzwertbildung bei

GuD-Anlagen/Kombikraftwerken; Hintergründe –

Berechnung – Umsetzung

| gesetzliche Grundlagen

| Berechnung der Mischgrenzwerte

| Auswirkungen der Berechnungen auf das Genehmigungsverfahren

| Umsetzung der modellhaften Berechnung im Emissionswerterechner

sowie Überwachung der Anlage im

laufenden Betrieb

Monika Stadelmann,

Regierungspräsidium Darmstadt, Frankfurt am Main

Aktuelle Entwicklungen im anlagenbezogenen

Immissionsschutzrecht

| Stand TA Luft

| BVT

| IED – Fitness Check

Dipl.-Ing. Anja Behnke, Bundesministerium für Umwelt,

Naturschutz und nukleare Sicherheit, Berlin

Gemeinsames Abendessen

Bleiben Sie mit uns in Kontakt!

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

24


VGB PowerTech 9 l 2019

VGB-FORTBILDUNGSVERANSTALTUNG

IMMISSIONSSCHUTZ UND STÖRFALL 2019

Members´ News

09:00

V04

10:00

V05

10:55 Pause

11:15

V06

MITTWOCH, 27. NOVEMBER 2019

Fremdfirmenmanagement – Richtiger Umgang mit

Fremdfirmen

| Welcher Vertrag ist der richtige?

| Haftungsrisiken für den Auftraggeber

| Fälle aus der Praxis

| Wege zur Minimierung der Risiken

RA Bernd Albrecht, Davidsohn Albrecht Gosewinkel

Rechtsanwälte Partnerschaftsgesellschaft, Duisburg

Anlagenprüfung im Explosionsschutz

| Rechtliche Grundlagen gemäß BetrSichV

| Prüfinhalte der erstmaligen und der

wiederkehrenden Prüfungen

| Anforderungen an zur Prüfung befähigte Personen

| Bestimmung der Prüffristen

| Prüferfahrungen: Bilder aus der Praxis

Dipl.-Ing. (FH) Christian Schwerte,

DMT GmbH & Co. KG, Dortmund

Erfahrungsbericht eines Beauftragten für

Immissionsschutz und Störfall

Dipl.-Ing. Andrea Rehwinkel,

Stadtwerke Münster GmbH, Münster

12:00 Mittagessen

ORGANISATORISCHE HINWEISE

TAGUNGSORT

Hotel Zugbrücke Grenzau | Brexbachstraße 11 – 17

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

ANMELDUNG

Die Anmeldung wird Online erbeten. Die Rechnung geht Ihnen mit

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

und Tagungsunterlagen werden vor Beginn der Tagung

im Tagungsbüro ausgehändigt.

TEILNAHMEGEBÜHR

Die Teilnahmegebühr beträgt 1.500,-- €.

In dieser Gebühr sind die Übernachtungs- und Bewirtungskosten

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

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

mehrwertsteuerfrei.

Enthalten sind zwei gemeinsame Mittagessen am 27. und 28.

November sowie zwei Abendessen am 26. und 27. November

(jeweils zwei Getränke frei), Konferenz- und Pausengetränke, die

Übernachtung im Einzelzimmer mit Frühstück (für die Nächte von

Dienstag auf Mittwoch und Mittwoch auf Donnerstag) und die

Tagungs unterlagen.

Ein kostenloser Transfer vom/zum Hbf. Koblenz am 26. und

28. November (genaue Zeiten entnehmen Sie bitte den Hinweisen

für die Teilnehmer, die wir Ihnen rechtzeitig vor der Veranstaltung

zusenden werden) wird angeboten.

Die Zimmerreservierung wird ausschließlich von VGB PowerTech

vorgenommen!

ONLINEANMELDUNG

L www.vgb.org/registration_immission.html

14:00

V07

15:00

V08

Auswertung Erfahrungsberichte der

Sachverständigen nach § 29a BImSchG

| Erkenntnisse der Kommission für Anlagensicherheit

(KAS) aus den Erfahrungsberichten der nach § 29a

BImSchG bekanntgegebenen Sachverständigen

| Aussagekraft vorliegender Berichte

| Mängelschwerpunkte: allgemein und bei Kraftwerken

| Erkenntnisse aus den Prüfberichten und Konsequenzen

| Schlussfolgerungen für die Anlagensicherheit

Dr. Hans-Peter Ziegenfuß, Regierungspräsidium Darmstadt,

Frankfurt am Main

Aktuelles zu Regelungen im Bereich der Luftqualität

| Stand Umsetzung BREF LCP

| 44. BImSchV

| Nationales Programm

| Entwicklung der Luftqualität

RDir Dr. Hans-Joachim Hummel, Bundesministerium für

Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit, Bonn

15:50 Pause

ab Teamdiskussionen

16:10

ab

19:00

09:00

V09

10:00

V10

Gemeinsames Abendessen

DONNERSTAG, 28. NOVEMBER 2019

Aktuelle Entwicklungen in der kontinuierlichen

Emissionsüberwachung

| Die bundeseinheitliche Praxis bei der Überwachung

der Emissionen

| Die neuen Standards in der Emissionsdatenfernübertragung

| Behördliche Schwerpunkte in der Bewertung der

Überwachungsergebnisse

| Aktuelle Entwicklungen in der Standardisierung von

automatischen Mess- und Auswertesystemen

Dr. Detlef Wagner, Landesamt für Natur, Umwelt und

Verbraucherschutz NRW, Essen

Versuche zur Quecksilberminderung in Kohle- und

Braunkohlekraftwerken

| Verfahrensunterschiede

| Möglichkeiten der Hg-Minderung

| Durchgeführte Versuche

Dr. Andreas Wecker, VGB PowerTech e.V., Essen

10:50 Pause

11:10 Berichte aus den Teams

Allgemeine Aussprache

ab Gemeinsames Mittagessen

12:00

Teamdiskussionen am 27. November 2019

| Emissionsüberwachung

Dr. Hummel wird bei dieser

Teamdiskussion anwesend sein.

| Fremdfirmenmanagement

Hr. Albrecht wird bei dieser

Teamdiskussion anwesend sein.

| Erfahrungen mit Umweltinspektionen

| Freies Thema

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

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

25


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

Matthew Wright, UK Managing Director

at Ørsted, said: “We must continue taking

urgent action to limit the damaging effects

of climate change. The UK already leads

the world in deploying renewable energy

and accelerating the use of new technologies,

such as green hydrogen, has a crucial

role to play in decarbonising industrial processes.

“We’ve seen the cost of offshore wind reduced

dramatically thanks to industry and

government working together, and I hope

this project can be the start of a similar

journey with green hydrogen.”

Anders Christian Nordstrøm, Vice President

for Hydrogen at Ørsted, said: “Combining

renewable power with flexible

green hydrogen production is a key part of

decarbonising energy systems across Europe

and ultimately creating a world that

runs entirely on green energy.

“Hydrogen production by electrolysis is a

technology with great potential and this

Gigastack project is an important step forward

as we look to reduce costs and make

green hydrogen a viable solution for the

energy transformation. It is great to have

this support from the UK Government for

the project.”

Dr Graham Cooley, CEO, ITM Power said:

“The Gigastack Project seeks to significantly

lower the cost of producing green hydrogen

by scaling the individual electrolyser

stacks to 5MW and the production process

to 1 GW (1,000 MW) of electrolysis capacity

per annum. We are delighted to be working

on this important initiative, backed by

the UK Government, with Ørsted, the largest

supplier of offshore wind in the UK.”

Climate Change Minister Lord Duncan

said: “Using the power of hydrogen could

help cut emissions, create jobs and make

industrial processes cleaner and greener,

benefitting the whole economy as we work

towards net zero by 2050.

“This innovative project from Ørsted &

ITM will help our efforts to roll out hydrogen

at scale by the 2030s – a crucial step

towards the end of the UK’s contribution to

global warming.”

The project will investigate:

• development of a new 5 megawatt

(MW) stack design to reduce material

costs;

• a new semi-automated manufacturing

facility with an electrolyser capacity of

up to 1 gigawatt a year to increase

throughput and decrease labour costs;

• deployment of large scale and low cost

+100MW electrolyser systems using a

number of the 5MW units; and

• innovations in the operation of these

large electrolysers to enable them to operate

with large scale renewable energy.

(192831321)

LLwww.orsted.com

Pump up the Volume:

Pumpspeicherkraftwerk Herdecke

seit 30 Jahren im Einsatz

• Wenn es drauf ankommt: Von 0 auf

Volllast in 70 Sekunden

• Immer wichtiger für die Netzstabilität:

Anlage wird heute kürzer, aber häufiger

eingesetzt

(rwe) Drei große Zahlen, ein Jubiläum: Exakt

40.572 Mal ist das Pumpspeicherkraftwerk

Herdecke („PSW Herdecke“) in den

30 Jahren seit seiner Inbetriebnahme am 8.

August 1989 angelaufen. Und hat dabei

mehr als drei Milliarden Kilowattstunden

Strom produziert – immer dann, wenn er

am dringendsten gebraucht wird. Damit

hat die Anlage über drei Jahrzehnte hinweg

einen wichtigen Beitrag zur Sicherung

der Stromversorgung geleistet.

In den letzten drei Jahrzehnten hat RWE

nicht nur die Technik des PSW Herdecke

immer weiter modernisiert. Auch die Einsatzzeiten

des Kraftwerks haben sich verändert:

Vor einigen Jahren war die Nachfrage

nach Strom in der Regel mittags am

höchsten. Die Turbine produzierte dann

kräftig Strom. Weil heute immer mehr Erneuerbaren-Anlagen

wie Windräder und

Solarpanels tagsüber Strom produzieren,

nutzt die Anlage die niedrigen Strompreise

in diesem Zeitraum häufig, um Wasser ins

Becken zu pumpen.

Kraftwerksleiterin Kathrin Schmelter erläutert:

„Wir setzen das Pumpspeicherkraftwerk

Herdecke zunehmend flexibler

ein. So kommt unsere Anlage heute auf

deutlich mehr Einsätze als früher – bei insgesamt

kürzerer Einsatzdauer. Dadurch

hat ihre Bedeutung für die Stabilität des

Stromnetzes sogar noch zugenommen.“

Das Prinzip des Pumpspeicherkraftwerks

war und ist immer das gleiche: In Zeiten

geringerer Stromnachfrage pumpt das

PSW Wasser aus dem Hengsteysee in das

Speicherbecken. Das befindet sich auf einer

160 Meter hohen Kuppe des Ardey-Gebirges.

Wenn die Nachfrage nach Strom

hoch ist, stürzt das Wasser durch die

Druckrohrleitung den Berg hinunter in den

Stausee – und trifft 42 Meter unterhalb des

Hengsteysees im Schacht auf eine Pumpturbine.

Die produziert Strom: Bis zu 162

Megawatt (MW) elektrische Leistung können

auf diese Weise bis zu vier Stunden

lang bereitgestellt werden.

Die Anlage in Herdecke kann auf eine

lange Geschichte zurückblicken: Schon

1930 nahm an dem Herdecker See das

„Koepchenwerk“ (benannt nach seinem

Erbauer) seinen Betrieb auf. Das erste

RWE-Pumpspeicherwerk überhaupt war

mit einer Turbinenleistung von 132 MW

damals eines der größten der Welt. Nach

einem großen Pumpenschaden im Dezember

1980 errichtete RWE zwischen

1984 und 1989 direkt daneben das neue

PSW Herdecke. Dafür investierte das Unternehmen

damals umgerechnet 85 Millionen

Euro. Auffälligster Unterschied zwischen

beiden Anlagen: Die Druckrohrleitung

des neuen PSW Herdecke verläuft

unterirdisch. Zudem verteilte sich die installierte

Leistung des 1994 stillgelegten

Koepchenwerks aufvier Maschinensätze,

während im PSW Herdecke alles über einen

großen Maschinensatz läuft.

Für den Bau des neuen Kraftwerks wurden

127.000 Kubikmeter Fels- und Erdmassen

bewegt. Und noch ein paar Zahlen: das

500 Meter lange und 200 Meter breite

Speicherbecken fasst mehr als 1,6 Millionen

Kubikmeter Wasser. Um das Becken zu

füllen, braucht es rund vier Stunden. Bei

akutem Strombedarf im Netz kann die Turbine

in nur 70 Sekunden von Null auf Volllast

gefahren werden. (192831329)

LLwww.rwe.com

Pump up the Volume: Pumpspeicherkraftwerk Herdecke (links) seit 30 Jahren im Einsatz

26


VGB PowerTech 9 l 2019

Members´ News

Neue Versuchsanlage gewinnt

lebenswichtigen Rohstoff Phosphor

aus Klärschlamm zurück

• Innovatives Verfahren kann außerdem

Kohlenstoff in Synthesegas umwandeln

(rwe) RWE geht neue Wege in der Produktion

von Phosphor: Im Innovationszentrum

Niederaußem errichtet das Essener Energieunternehmen

eine Versuchsanlage zur

Rückgewinnung des lebenswichtigen Rohstoffs.

Dazu hat RWE jetzt den Auftrag für

eine sogenannte Multi-Fuel-Conversion-Anlage

(MFC) erteilt. Von 2021 an sollen

darin Gemische von Klärschlamm,

Klärschlamm-Asche und Braunkohle hohen

Temperaturen um 1.500 Grad und

starkem Sauerstoffmangel ausgesetzt werden.

Auf diese Weise entsteht gasförmiger

Phosphor, der – möglichst rein abgeschieden

– zu Phosphorsäure verarbeitet werden

kann.

Phosphor ist für die Herstellung von

Kunstdünger unersetzlich. Bisher wird dieser

aus Mineralien gewonnen, die in Ländern

wie China, Marokko/Westsahara,

USA und Russland in Bergwerken abgebaut

werden. Die Vorkommen sind aber

begrenzt. Phosphor kann auch aus biogenen

Abfällen zurückgewonnen werden.

Eine der Hauptquellen dafür ist Klärschlamm.

RWE macht hier schon jetzt einen

entscheidenden Schritt in die Zukunft:

Das Phosphor-Recycling aus Klärschlamm

wird von 2029 an in Deutschland Pflicht.

Mit dem innovativen Ansatz geht die

MFC-Anlage zudem ein dringendes Problem

an: In Deutschland muss immer mehr

Klärschlamm verbrannt werden. Denn immer

weniger darf als Dünger auf Äckern

und Feldern ausgebracht werden. RWE hat

2018 insgesamt 890.000 Tonnen Klärschlamm

in verschiedenen Kraftwerken

mitverbrannt. Das sind 13 Prozent der in

Deutschland oder etwa 58 Prozent der in

NRW anfallenden Menge.

In der MFC-Anlage wird nicht nur der

Phosphoranteil des Klärschlamms zurückgewonnen,

sondern auch ein Teil des Kohlenstoffs.

Denn das Material wird nicht

verbrannt und damit vollständig zu CO 2

und Wasserdampf umgewandelt. Vielmehr

entsteht Synthesegas, eine Mischung aus

CO und Wasserstoff. Die wird in der chemischen

Industrie als Rohstoff eingesetzt. Das

Verfahren kann so einen wichtigen Beitrag

für eine zukünftige Kreislaufwirtschaft

leisten – nicht nur in Bezug auf Phosphor,

sondern auch auf Kohlenstoff; und auch

nicht nur für Klärschlamm, sondern auch

für andere kohlenstoffhaltige Materialien,

wie Abfälle oder Biomasse.

RWE hat den Auftrag über die Planung

und Errichtung der MFC-Anlage an die

Thermische Apparate Freiberg GmbH

(TAF) vergeben. Bis zum Frühjahr 2020

sollen die ersten Teile errichtet sein. Die

komplette MFC-Anlage soll im Sommer

VGB Conference

Digitalization

in the Wind Industry

Programme online

www.vgb.org

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

27


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

RWE Power: Neue Versuchsanlage gewinnt lebenswichtigen Rohstoff Phosphor

aus Klärschlamm zurück

2021 in Betrieb gehen. Die Versuchsanlage

ist Teil des virtuellen „Innovations- und

Technologiezentrums zur stofflichen Nutzung

nachhaltiger Kohlenstoffquellen“

(ITZ-CC) in Nordrhein-Westfalen von

RWE, Fraunhofer UMSICHT und Ruhr-Universität

Bochum. Das ITZ-CC wird durch

das Ministerium für Wirtschaft, Innovation,

Digitalisierung und Energie des Landes

NRW gefördert. (192831331)

LLwww.rwe.com

Auf ins Berufsleben: 166 Azubis

starten bei RWE Power

• Dieses Jahr schon 120 Auszubildende

unbefristet übernommen

• Bewerbungsverfahren für Ausbildungsstart

2020 begonnen

(rwe) 144 junge Männer und Frauen haben

heute ihre Ausbildung bei RWE Power begonnen.

Weitere 22 Azubis haben am

Standort Köln bereits in der letzten Woche

ihre Arbeit aufgenommen. Insgesamt bildet

RWE Power dieses Jahr in 14 Berufen

aus. Die Bandbreite reicht von gewerblich-technischen

Berufen, wie Elektroniker

für Betriebstechnik, Industriemechaniker,

Zerspanungsmechaniker oder Mechatroniker,

bis hin zum Forstwirt.

„Dass wir dieses Jahr wieder so viele neue

Auszubildende in unseren Reihen begrüßen

können, freut uns sehr und zeigt: RWE

ist ein attraktiver Arbeitgeber“, sagt Ralf

Giesen, als Arbeitsdirektor und Personalvorstand

auch für die Ausbildung bei RWE

Power verantwortlich. „Wer bei uns in der

Ausbildung gute Leistungen erbringt, hat

gute Chancen auf eine Übernahme bei

RWE.“ In diesem Jahr wurden bei RWE Power

schon 120 Auszubildende unbefristet

übernommen, 113 davon im Rheinischen

Revier. Alleine in diesem Sommer haben

über 50 Auszubildende ihre Abschlussprüfung

vorgezogen und erfolgreich bestanden.

Die angehenden Facharbeiter absolvieren

ihre Ausbildung in den nächsten zwei

bis dreieinhalb Jahren zunächst in den

Ausbildungszentren in Bergheim-Niederaußem

(30 Azubis), Grevenbroich-Gustorf

(46), Frechen-Grefrath (26), Eschweiler-Weisweiler

(42) und in der Zentrale

Köln (22). Die Azubis werden von erfahrenen,

hauptamtlichen Ausbildern auf ihr

Berufsleben vorbereitet. Nicht nur Praxis

im Betrieb und Theorie in der Berufsschule

gehören zur Ausbildung. RWE bietet den

Auszubildenden zudem Fahrsicherheitstrainings

und Erste-Hilfe-Kurse ebenso

wie Gesundheits- und Austauschprogramme

an. Im letzten Jahr ist RWE Power

von „Focus Money“ als bester Ausbildungsbetrieb

der Energiebranche ausgezeichnet

worden.

Kurzentschlossene, die sich für die Ausbildung

zur Fachkraft für Lagerlogistik interessieren,

können sich jetzt noch für dieses

Jahr bewerben. Für alle anderen Ausbildungsberufe

ist das Bewerbungsverfahren

für das Jahr 2020 gestartet.

Junge Menschen, die in diesem Jahr noch

keinen Ausbildungsplatz bekommen haben,

sollten einen Blick auf das RWE-Programm

„Ich pack das!“ werfen. Durch diese

Qualifizierungsmaßnahme zum Einstieg in

das Berufsleben konnten seit 2004 bereits

über 800 Jugendliche und junge Erwachsene

für den Einstieg ins Arbeitsleben vorbereitet

werden. Bewerben kann man sich

unter www.rwe.com/ichpackdas.

(192831327)

LLwww.rwe.com

3D-Visualisierung für Wasserkraftwerke

der Salzburg AG

• Kooperation mit dem Salzburger

Startup Ocean Maps

(s-ag) Gemeinsam mit dem Salzburger

Startup Ocean Maps hat die Salzburg AG

ein neues Projekt ins Leben gerufen. Mit

Hilfe von Drohnen und Sonargeräten werden

dreidimensionale Unterwasserkarten

für die Wasserkraftwerke des Energieversorgers

erstellt. Mit diesen Visualisierungen

können Ablagerungen unter Wasser

vor den Kraftwerken geortet und mögliche

Schäden an Wehranlagen aufgedeckt werden.

Die neue Technologie spart pro Jahr

tausende Euro Kosten und Zeit ein.

Mit der Technologie des Salzburger Startups

wird die Umgebung und die Unterwasserwelt

vor den Wehranlagen aufgenommen

und gescannt. Ziel ist es, herauszufinden,

wie viel Holz, Sand und Schotter sich

unter Wasser abgelagert haben und welchen

Zustand die Kraftwerksmauern aufweisen.

Eine Drohne misst dabei die Oberfläche

bis zum Wasserspiegel, die Unterwasserwelt

wird von einem speziellem

Sonargerät vermessen. Das Ergebnis ist ein

3D-Modell, das Aufschluss über die Situation

unter Wasser gibt. „Vor dem Einsatz dieser

digitalen Lösung mussten Taucher die

Aufgabe übernehmen. Das gestaltete sich

meist als sehr schwierig, da die Sicht unter

Wasser sehr schlecht ist und die Taucher

keine genauen Daten liefern konnten“, berichtet

Markus Matschl, Leiter Erneuerbare

Erzeugung der Salzburg AG, und fügt hinzu,

„Zudem waren die Tauchgänge sehr zeitund

kostenintensiv. Und die Mess-Ergebnisse

waren meist nicht komplett zuverlässig.“

Neue Technologie spart Zeit und Geld

Konkret wurde bereits unter anderem

beim Turbineneinlauf Wiestalstausee eine

solches 3D-Modell erstellt. Durch den Einsatz

der Drohne und des Sonars konnte

festgestellt werden, wo Verlandungen vorkommen.

Die Ergebnisse der Messung wurden

vor Ort unmittelbar mit einem Bagger

abgestimmt, der mittels GPS-Überwachung

unter Wasser den Turbineneinlauf

freiräumte – und das vollkommen ohne

Sicht. „Durch diese neue Technologie können

pro Jahr erhebliche Kosten und vor allem

auch Zeit eingespart werden“, erklärt

Leonhard Schitter, Vorstandssprecher der

Salzburg AG.

Kooperation durch Innovationsprogramm

Die Kooperation mit dem Salzburger

Startup Ocean Maps hat sich 2018 aus dem

Innovationsprogramm der Salzburg AG ergeben.

Im Rahmen der Innovation Challenge,

die jedes Jahr aufs Neue stattfindet,

präsentieren nationale und internationale

Startups ihre Geschäftsmodelle. „Ocean

Maps präsentierte sich letztes Jahr im Rahmen

der Innovation Challenge #3 und wir

28


VGB PowerTech 9 l 2019

Members´ News

haben sofort das Potential erkannt. Gemeinsam

mit dem Fachbereich Erzeugung,

der für die Kraftwerke verantwortlich ist,

wurde damals das Pilotprojekt umgesetzt“,

erläutert Georg Baumgartner, Leiter des

Bereichs Innovation der Salzburg AG. Leonhard

Schitter ergänzt: „Die Kraftwerke

Sohlstufe-Lehen und Puch-Urstein wurden

im ersten Schritt vermessen. Die Ergebnisse

waren sehr vielversprechend und somit

haben wir beschlossen, die Zusammenarbeit

weiter fortzuführen und zu vertiefen.

Die Kooperation mit dem Startup ist ein

logischer Schritt und eine konsequente

Fortentwicklung unserer Innovations- und

Digitalisierungsstrategie. Die Salzburger

AG wandelt sich so zu einem digitalen

Technologieunternehmen.“ (192831336)

LLwww.salzburg-ag.at

Stadtwerke Düsseldorf: Präzisions-

Roboter arbeitet an Gasturbine im

Block „Fortuna“

Dr. Udo Brockmeier, Vorstandsvorsitzender der Stadtwerke Düsseldorf AG, Jan-Hendrik Schmitz,

Siemens, und Prof. Dr. Andreas Pinkwart, Minister für Wirtschaft, Innovation, Digitalisierung und

Energie des Landes Nordrhein-Westfalen. Foto: Stadtwerke Düsseldorf AG

• Minister Pinkwart besichtigte

innovative Hightech-Anlagen

(sw-due) Er arbeitet präzise, rasch und sicher:

ein innovativer Roboter der Firma

Kawasaki, der zurzeit im Kraftwerk Lausward

im Rahmen einer regulären Revision

im Einsatz ist. Seine Aufgabe: der Austausch

der rund 500 Kilogramm schweren

Brenner der offenen Gasturbine – eine Millimeterarbeit.

Turbinenhersteller Siemens

testet den Präzisionsroboter und weitere

Innovationen in einem der modernsten

Gaskraftwerke der Welt: Block „Fortuna“.

Heute informierte sich Prof. Dr. Andreas

Pinkwart, Minister für Wirtschaft, Innovation,

Digitalisierung und Energie des Landes

Nordrhein-Westfalen, vor Ort darüber,

wie die innovative Maschine an diesem

besonderen Ort arbeitet.

Eine Neuheit in Düsseldorf: Erstmals

kommt bei der turnusmäßigen Inspektion

von Block „Fortuna“ ein Roboter des japanischen

Konzerns Kawasaki Heavy Industries

zum Einsatz. Das Gaskraftwerk befindet

sich aktuell im vierten Betriebsjahr und gehört

– seit es 2016 in Betrieb genommen

wurde – zu den modernsten und effizientesten

Gaskraftwerken der Welt. Mit einer

Einsparung von mehr als einer Million Tonnen

CO 2 im Jahr leistet es zudem den bislang

größten Beitrag zur angestrebten Klimaneutralität

in der Landeshauptstadt

Düsseldorf. Die Bereitschaft, in innovative

Technologie zu investieren, hat sich bei den

Stadtwerken Düsseldorf bewährt. Zur Innovation

gehören auch das Experimentieren

und Ausprobieren neuer Technologien.

„In Nordrhein-Westfalen gestalten wir Innovationen,

die für den technologischen

und wirtschaftlichen Fortschritt von großer

Bedeutung sind. Der Einsatz des neuartigen

Roboters im Hightech-Kraftwerk

Block ‚Fortuna‘ zeigt den Pioniergeist und

Innovationswillen, der die Wirtschaft unseres

Landes so stark macht“, sagte Prof.

Dr. Andreas Pinkwart, Minister für Wirtschaft,

Innovation, Digitalisierung und

Energie des Landes Nordrhein-Westfalen,

bei der Besichtigung der Hightech-Anlage.

Wenn es darum ging, das Leben in der

Stadt zu verbessern, dann hat man sich bei

den Stadtwerken in deren über 150-jähriger

Geschichte nicht einfach mit den verfügbaren

Technologien zufriedengegeben,

sondern neue Lösungen eingesetzt. So

wurde 1866 das erste Gaswerk gebaut, um

Düsseldorfs Bürgerinnen und Bürgern die

zuverlässige Versorgung mit Gaslicht zu

gewährleisten und damit einen wichtigen

Beitrag zur Sicherheit zu leisten. Deshalb

prägt die Besinnung auf die eigenen Wurzeln

auch heute noch die Entwicklung der

Stadtwerke. Womit für Dr. Udo Brockmeier,

den Vorstandsvorsitzenden der Stadtwerke

Düsseldorf, in Zukunft das Geschäft

auch wieder näher an der Arbeit der Gründungsjahre

als an dem Geschäft der vergangenen

drei Jahrzehnte liegt, das vor allem

durch Standardgeschäft geprägt war.

Stetige Transformation entlang der Entwicklung

der Bedürfnisse der Menschen

und Unternehmen, das ist die Erfolgsgeschichte

der Stadtwerke Düsseldorf – das

trifft aber auch auf die Firmen-Historie des

japanischen Konzerns Kawasaki zu. Dieser

begeisterte die mobile Welt vor 45 Jahren

mit dem Motorrad Kawasaki 750 H2. Bis

Ende der 60er-Jahre war das Motorrad lediglich

ein günstiges und verlässliches

Fortbewegungsmittel. Doch ab Anfang der

70er Jahre entwickelte es sich mit einer

neuen Generation von sehr dynamischen,

attraktiven und technisch innovativen Maschinen

in Richtung Spaß, Erlebnis und

Freizeitaktivität. Kawasaki setzte hier einen

Meilenstein und produzierte ganz nebenbei

eine Produkt-Design-Ikone.

Im Block „Fortuna“ kommt nun neueste

Roboter-Technik des Unternehmens zum

Einsatz – eine Welt-Premiere in Düsseldorf.

Der von Siemens eingesetzte neuartige Kawasaki-Roboter

ist ein Experte in Sachen

Präzision: Er bugsiert die 500 Kilogramm

schweren Brenner der Gasturbine scheinbar

mühelos und millimetergenau in die

dafür vorgesehenen Öffnungen. Allein

durch seinen Einsatz reduziert sich die

Dauer der Wartungsarbeiten von acht auf

fünf Tage.

In einem nächsten Entwicklungsschritt

dieser neuen Robotik-Anwendung, den

Siemens heute vorstellte, folgt nun die

Transformation hin zur Digitalisierung in

Gestalt eines neu entwickelten „Digitalen

Assistenten“. Er geht in den nächsten Wochen

in die Pilotphase und könnte demnächst

auch auf der Lausward eingesetzt

werden.

Der Digitale Assistent sorgt für schnellere,

präzisere und zuverlässigere Daten im

Wartungsprotokoll. Zudem entlastet er den

Servicetechniker vor Ort und verbessert

die Arbeitssicherheit. Konkret: Der Servicetechniker,

der eine digitale Brille mit

eingebauter Kamera aufsetzt, nimmt auf,

was er sieht und spricht. Aus der Aufnahme

wird im Anschluss umgehend das Wartungsprotokoll

erstellt. Vorteile: Der Servicetechniker

kann beide Hände benutzen,

Papier, Stifte und Handkamera werden

nicht mehr benötigt. Auch das Zuordnen

von Notizen und Fotos sowie das manuelle

Übertragen in den Wartungsbericht entfallen.

Entwickelt wurde dieser Digitale Assistent

von Siemens in Mülheim in Kooperation

mit dem Start-up-Unternehmen „Neohelden“,

die Gewinner der Siemens-Challenge

beim „RuhrSummit 2018“, dessen

Schirmherr Minister Pinkwart auch in diesem

Jahr ist. (192831425)

LLwww.swd-ag.de

29


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

TIWAG: Kraftwerksgruppe Sellrain-Silz vor Großrevision.

Bestehender Speicher Finstertal im Kühtai

SW Kassel: Weiterer wichtiger

Schritt zum Kohleausstieg

in Kassel

• Bau der Klärschlammbandtrocknung

am Fernwärmekraftwerk gestartet

(sw-k) Die Kasseler Verkehrs- und Versorgungs-GmbH

(KVV) treibt den Kohleausstieg

voran. „Bis 2028 wollen wir Schritt

für Schritt aus der Kohleverbrennung weitgehend

ausgestiegen sein und investieren

dafür in erheblichem Umfang im Rahmen

einer langfristigen Strategie“, erklärte

KVV-Geschäftsführer Dr. Michael Maxelon,

am Mittwoch in Kassel.

Ein wichtiger Baustein für den Kohleausstieg

ist der jetzt erfolgte Baubeginn einer

Klärschlammbandtrocknung am Standort

Kraftwerk Kassel. Anfang kommenden Jahres

will das KVV-Unternehmen Städtische

Werke Energie + Wärme GmbH (EWG) die

Bandtrocknung am Kraftwerk Kassel in der

Dennhäuser Straße in Betrieb nehmen. Die

Umstellung sei der nächste Schritt zu einem

noch höheren Anteil der Fernwärme, die

frei von Kohlendioxid (CO 2 ) erzeugt wird.

Der Startschuss dafür erfolgte bereits im

Jahr 2016, als die EWG damit begann, Klärschlamm

mitzuverbrennen.

Ab Anfang 2020 werde dann zusätzlich

die Klärschlammtrocknung in Betrieb gehen.

„Das bietet uns drei Vorteile“, erläutert

Maxelon: „Zum einen wächst der Anteil

biogener Brennstoffe beim Betrieb des

Fernwärmekraftwerks weiter an; zum anderen

nutzen wir ein Abfallprodukt aus der

Abwasserklärung, das nicht mehr wie früher

deponiert oder auf die Felder ausgebracht

werden darf.“ Außerdem spare man

bereits im kommenden Jahr durch die Verbrennung

von Klärschlamm rund 20.000

Tonnen CO 2 pro Jahr ein. In einigen Jahren

soll außerdem CO 2 -neutrales Altholz in

dem kommunalen Kraftwerk verbrannt

werden.

„Unser Ziel ist es, bis 2028 – und damit

zehn Jahre vor dem geplanten Kohleausstieg

der Bundesregierung – aus der Kohleverbrennung

weitgehend auszusteigen“,

sagte Maxelon. Dabei gelte es jedoch auch

technische Möglichkeiten, rechtliche Rahmenbedingungen

und nicht zuletzt die

Versorgungssicherheit im Blick zu behalten.

Derzeit werden im Kraftwerk Kassel jährlich

rund 95.000 Tonnen Kohle verbrannt.

Um zu 100 Prozent aus der Kohle auszusteigen,

sei neben dem Klärschlamm die

Verbrennung von weiteren biogenen Sekundärbrennstoffen

erforderlich, erklärte

Maxelon. Der gesamte Zeitplan für den

Kohleausstieg sei außerdem „ganz erheblich

von der Entwicklung des Marktumfeldes

und der rechtlichen Rahmenbedingungen

abhängig“, betonte er. Dessen ungeachtet

bleibe es erklärtes Ziel, die

Energieerzeugung der kommunalen Unternehmensgruppe

zu dekarbonisieren.

„Gemeinsam mit dem Vorstand hat der

Aufsichtsrat diesen Weg mit einem nachhaltigen

und großen Engagement der KVV

für den Klimaschutz beschlossen“, sagte

Christian Geselle, Kasseler Oberbürgermeister

und Aufsichtsratsvorsitzender der

KVV und EWG. Die Investitionen in das

Kraftwerk Kassel belaufen sich bis 2028

nach derzeitigen Planungen des Unternehmens

auf rund 28 Millionen Euro. „Das ist

gut investiertes Geld für unseren Umweltund

Klimaschutz. Es ist Aufgabe der Stadtpolitik,

gemeinsam mit unseren kommunalen

Unternehmen klare und realistische

Ziele zum Kohleausstieg und zur Dekarbonisierung

zu entwickeln“, sagte Geselle. Er

erinnerte außerdem daran, dass bereits

heute im kommunalen Müllheizkraftwerk

Kassel (MHKW) CO 2 -freier Strom und

Fernwärme produziert werden. Das

MHKW speist etwa ein Drittel der Wärme

ins Kasseler Fernwärmenetz ein, das rund

30.000 Haushalte und zahlreiche Gewerbebetriebe

versorgt.

Das Kraftwerk Kassel an der Dennhäuser

Straße erzeugt gleichzeitig Strom und

Fernwärme mittels Kraft-Wärme-Kopplung

(KWK). Damit erzielt es bereits heute einen

Brennstoffausnutzungsgrad von über 80

Prozent. „Das ist weit umweltfreundlicher,

als konventionelle Kraftwerke und Heizungsanlagen“

sagte Maxelon. Neben Klärschlamm

soll künftig auch Altholz im

Kraftwerk Kassel verwertet werden. Derzeit

wird das Altholz noch im Heizkraftwerk

Mittelfeld als Brennstoff für die Fernwärme-

und Stromproduktion eingesetzt.

2023 soll dieser sanierungsbedürftige

Kraftwerksstandort geschlossen werden.

Danach werden diese Altholzmengen für

die ganzjährige Nutzung als biogener Sekundärbrennstoff

im Kraftwerk Kassel aufbereitet.

(192831339)

LLwww.sw-kassel.de

TIWAG: Kraftwerksgruppe

Sellrain-Silz vor Großrevision

(tiwag) 38 Jahre nach Inbetriebnahme

muss sich die Kraftwerksanlage Sellrain-Silz

einer Großrevision unterziehen.

Für die erforderlichen Maßnahmen liegen

alle wasser- und naturschutzrechtlichen

Genehmigungen vor. „Auch unsere Kraftwerke

müssen einmal zum Service. Neben

routinemäßigen Überprüfungs- und Instandhaltungsmaßnahmen

wird die Bestandsanlage

wieder auf den neuesten

Stand der Technik gebracht, bevor wir mit

dem geplanten Ausbau beginnen“, erklärt

TIWAG-Vorstandsdirektor Thomas Gasser.

Die Großrevision hat bereits im Jahre

2017 mit den Maßnahmen im Schachtkraftwerk

Kühtai begonnen. Derzeit werden

die von der Behörde vorgeschriebenen

Absenkungen bzw. Entleerungen der beiden

Speicher Finstertal und Längental vorbereitet.

Diese sollen bis zum Juni 2020

abgeschlossen sein. Unter anderem wird

beim Staudamm Längental die Oberflächenabdichtung

erneuert und ein Großteil

der im Laufe der Jahre eingelandeten Sedimente

geräumt. Im Speicher Finstertal

werden zeitgleich Adaptierungen am

Triebwassereinlauf sowie Korrosionsschutzmaßnahmen

in der Schieberkammer

durchgeführt. Sämtliche Maßnahmen

sollen bis zum Frühsommer 2020 abgeschlossen

sein.

Gasser: „Wir nützen diese Außerbetriebnahme

der Anlage zugleich, um neue Ansätze

für eine nachhaltige Sedimentbewirtschaftung

des Speichers Längental umzusetzen.

Eine vollständige Entleerung des

Sees sollte dadurch künftig nicht mehr

notwendig sein. Davon profitiert neben der

Natur auch die Wirtschaftlichkeit des

Kraftwerks.“

30


VGB PowerTech 9 l 2019

VGB WORKSHOP

SPEICHER – FLEXIBILITÄT IN EINEM

KOHLENSTOFFARMEN ENERGIESYSTEM

Members´ News

19. SPEICHER NOVEMBER - FLEXIBILITÄT 2019 IN KÖLN IN EINEM NIEHL

KOHLENSTOFFARMEN

TAGUNGSORT

RheinEnergie ENERGIESYSTEM AG

Heizkraftwerk Derzeit stellen Niehl Pumpspeicher 3 Kraftwerke den größten Prozentsatz

Molenkopf der vorhandenen 3 Stromspeicherkapazität dar. Batterien,

Am

50735 Druckluft-, Köln Wärmespeicherung und Wasserstoff tragen zunehmend

mit ihren Dienstleistungen zum Stromnetz und zum

Energiesystem bei und ermöglichen mehr Flexibilität in einem

SPEICHER kohlenstoffarmen - FLEXIBILITÄT Energiesystem. IN Weiterhin EINEM sind auch „Sekundärspeichersysteme“

denkbar, wie z.B. Kältespeicher, die

KOHLENSTOFFARMEN

mit Strom oder Wärme betrieben werden.

ENERGIESYSTEM

Sowohl die dezentrale als auch die zentrale erneuerbare

Derzeit Stromerzeugung stellen Pumpspeicher werden Kraftwerke zunehmen. den Somit größten steigt Prozentsatspruch

der vorhandenen bei der Integration Stromspeicherkapazität der variablen RES. dar. Batterien, Die Energie-

der An-

Druckluft-, speicherung Wärmespeicherung ist eine erforderliche und Wasserstoff Ergänzung tragen zur Netzplanung.

mit Sie ihren bringt Dienstleistungen dem Elektrizitätssystem zum Stromnetz Vorteile und wie Bedarfs-

zum

zunehmend

Energiesystem reaktion, intelligente bei und ermöglichen Netze, flexible mehr Erzeugung Flexibilität und in einem reduzierten

Netzausbau. Energiesystem. Speicher können Weiterhin sich bei sind dem auch Verbraucher, „Se-

kohlenstoffarmen

kundärspeichersysteme“ dem Erzeuger oder denkbar, auf der Übertragungs- wie z.B. Kältespeicher, oder Verteilnetzebene

oder befinden. Wärme Der betrieben Standort werden. des Speichers beeinflusst

die

mit Strom

maßgebend den Business Case und die Technologiewahl.

Sowohl die dezentrale als auch die zentrale erneuerbare

Die Sektor-Kopplung sorgt für weitere Flexibilität, die eine

Stromerzeugung werden zunehmen. Somit steigt der Anspruch

bei der Integration der variablen RES. Die Energie-

bessere Integration erneuerbarer Energien in das Elektrizitätssystem

ermöglicht.

speicherung ist eine erforderliche Ergänzung zur Netzplanung.

Die Sie Energiespeicherung bringt dem Elektrizitätssystem steht in den Vorteile einzelnen wie EU-Mitgliedsstaaten

intelligente vor zahlreichen Netze, Regulierungsrahmen, flexible Erzeugung und die reduzier-

eine ineffek-

Bedarfsreaktionten

Netzausbau. tive Marktintegration Speicher infolge können dieser sich Fragmentierung bei dem Verbraucher, nach sich

PROGRAMM

dem ziehen.Eine Erzeuger oder auf der Übertragungs- oder Verteilnetzebentungsaufwands

befinden. Der und Standort die Ermöglichung des Speichers des diskriminierungs-

beeinflusst

(Änderungen Verringerung vorbehalten] des dadurch entstehenden Verwal-

DIENSTAG, maßgebend freien Netzzugangs 19. den Business NOVEMBER für die Case Energiespeicherung und 2019 die Technologiewahl. führt zu einer

08:30 Die Reduktion Sektor-Kopplung Registrierung der Gesamtkosten sorgt der für Teilnehmer weitere des Elektrizitätssystems.

Flexibilität, die eine

bessere Integration Welcome-Kaffee erneuerbarer Energien in das Elektrizitätssystem

Der

ermöglicht.

Workshop wendet sich an Hersteller, Planer, Genehmigungsbehörden

Key Note und Begrüßung Betreiber von Speichern und Erzeu-

09:00

Die gungsanlagen Energiespeicherung Dr. Karsten und Klemp, alle steht an in RheinEnergie der den Technik einzelnen AG, und EU-Mitgliedsstaaten

vor zahlreichen Regulierungsrahmen, die eine ineffek-

deren Köln Umfeld

09:30 interessierte Vorstellung Fachleute, VGB-TC Verantwortungsträger Future Energy und Systems Forschungseinrichtungen.

Marktintegration infolge dieser Fragmentierung nach sich

tive

Doreen Kückelmann,

ziehen.Eine Verringerung des dadurch entstehenden Verwaltungsaufwands

und die Ermöglichung des diskriminierungs-

VGB PowerTech e.V., Essen

VGB PowerTech e.V.

09:45 freien Netzzugangs Überblick für über die Energiespeicherung die zukünftigen Speichertechnologien

Gesamtkosten im Kontext des Elektrizitätssystems.

der Optimierung und

führt zu einer

Essen, Juli 2019

V1 Reduktion der

des Ausbaus der Energieinfrastrukturen

Der Workshop wendet sich an Hersteller, Planer, Genehmigungsbehörden

und Betreiber von Speichern und Erzeu-

Frank Schäfer, EnergieAgentur NRW, Düsseldorf

10:15 gungsanlagen Kaffeepause und alle an der Technik und deren Umfeld

10:30 interessierte F&E-Projekt Fachleute, Verantwortungsträger »KompEx LTA CAES®« und Forschungseinrichtungen.

Adiabater Druckluftenergiespeicher

-

V2

auch für den dezentralen Einsatz

VGB PowerTech Dr. Marcus e.V. Budt,

Essen, Juli 2019 Fraunhofer UMSICHT, Oberhausen

11:00 14 MWh/18MW Hybrid Regel Kraftwerk

V3 L Online-Registrierung:

Bremen – Sektorengekoppelter Batterie

www.vgb.org/speicher_flexibilitaet_anmeldung.html

mit Wärmespeicher

Ewald Röben,

swb Erzeugung AG & Co. KG, Bremen

PROGRAMM (Änderungen vorbehalten]

DIENSTAG, 19. NOVEMBER 2019

08:30 Registrierung der Teilnehmer

Welcome-Kaffee

09:00 Key Note und Begrüßung

Dr. Karsten Klemp, RheinEnergie AG, Köln

09:30 Vorstellung VGB-TC Future Energy Systems

Doreen Kückelmann,

PROGRAMM VGB

(Änderungen

PowerTech

vorbehalten]

e.V., Essen

DIENSTAG, 09:45 19. Überblick NOVEMBER über die zukünftigen 2019 Speichertechnologien

im der Kontext Teilnehmer der Optimierung und

08:30 V1 Registrierung

Welcome-Kaffee

des Ausbaus der Energieinfrastrukturen

09:00 Key

Frank

Note

Schäfer,

und Begrüßung

EnergieAgentur NRW, Düsseldorf

10:15 Dr. Kaffeepause

Karsten Klemp, RheinEnergie AG, Köln

09:30 10:30 Vorstellung F&E-Projekt VGB-TC »KompEx Future LTA Energy CAES®« Systems -

V2 Doreen Adiabater Kückelmann, Druckluftenergiespeicher

VGB auch PowerTech für den e.V., dezentralen Essen Einsatz

09:45 Überblick

Dr. Marcus

über

Budt,

die zukünftigen Speichertechnologien

V1

Fraunhofer

im Kontext

UMSICHT,

der Optimierung

Oberhausen

und

11:00 des 14 Ausbaus MWh/18MW der Energieinfrastrukturen

Hybrid Regel Kraftwerk

V3 Frank Bremen Schäfer, – Sektorengekoppelter EnergieAgentur NRW, Batterie Düsseldorf

10:15 Kaffeepause

speicher mit Wärmespeicher

Ewald Röben,

10:30 F&E-Projekt

swb Erzeugung

»KompEx

AG

LTA

& Co.

CAES®«

KG, Bremen

-

V2 Adiabater Druckluftenergiespeicher

11:30 auch Thermisch für den dezentralen Speicher und Einsatz Wasserstoff als

V4 Dr. Alternativen Marcus Budt, zur energetischen Langzeit-

Fraunhofer speicherung UMSICHT, und Option Oberhausen zur Sektorkopplung

11:00 14 Dr. MWh/18MW Norbert Henkel, Hybrid Siemens Regel AG, Kraftwerk Mülheim

V3 12:00 Bremen Diskussion – Sektorengekoppelter Batterie

speicher mit Wärmespeicher

12:10 Mittagspause

Ewald Röben,

13:10 swb Praxiserfahrungen Erzeugung AG & Co. aus KG, Energiespeicher-

Bremen

V5 projekten: Bankfähigkeit, Ausschreibung

und Realisierung

Dr. Thomas Werner,

DNV GL Energy Advisory GmbH, Dresden

13:40 Auslegung und Bewertung von Wasser-

V6 stoffrückverstromungspfaden in nationalen

Energiesystemen

VGB-WORKSHOP Lara Welder, FZ SPEICHER Jülich, Jülich 2017

14:10 Diskussion

14:20 Einführung und Unterweisung

zur Kraftwerksbesichtigung

14:50 Führung durchs KW Niehl,

inkl. Besichtigung der GuD-Anlage Niehl 3

ca. Ende des Workshops

16:00

VGB-WORKSHOP SPEICHER 2017

1

1

1

V

11:

V4

1

12: V

12:

13:

V5

1

1

1

13:

V6 c

1

14:

14:

14:

1

V

ca.

16:

VG

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31


Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

Vorarbeiten für Erweiterung

Ebenfalls startet die TIWAG mit den ersten

vorbereitenden Maßnahmen für die geplante

Erweiterung. Vor dem Sommer hat

die zweite Instanz wieder grünes Licht gegeben.

„Selbstverständlich warten wir die

Letztentscheidung aus Wien ab. Der Beginn

der Hauptbauarbeiten ist aus heutiger Sicht

im Frühjahr 2021 geplant“, betont der zuständige

Bauvorstand Johann Herdina.

Vorgezogen werden Ausgleichsmaßnahmen

im Längental mit neuen Weideflächen

und Laichbiotopen. Auch für die späteren

Bauarbeiten notwendige Schutzmaßnahmen

wie Steinschlagschutznetze und Lawinensprengmasten

werden errichtet. In

Stams laufen unterdessen die Bauarbeiten

für ein zusätzliches Ausgleichsbecken. Dieses

soll künftig den aus dem Kraftwerk Silz

abgeleiteten Schwall reduzieren, bevor das

Wasser in den Inn weitergeleitet wird.

2009 hat die TIWAG das Projekt zum Ausbau

der Kraftwerksgruppe Sellrain-Silz eingereicht.

Im Zuge der Erweiterung sind ein

zusätzlicher Speichersee mit 31 Millionen

m 3 Fassungsvermögen sowie ein

Pumpspeicherwerk geplant. Die Speicherkapazität

kann dadurch um rund 50 Prozent

erhöht werden. (192831347)

LLwww.tiwag.at

Erste Windkraftanlage im Trianel

Windpark Borkum II errichtet

• Installationsarbeiten für 32 Anlagen

sind gestartet

(trianel) Die erste Windkraftanlage im Trianel

Windpark Borkum II (TWB II) steht.

Mit der abgeschlossenen Montage der Rotorblätter

ist die erste Windkraftanlage im

kommunalen Offshore-Windpark vollständig

errichtet. Zwei weitere Windkraftanlagen

sollen in den kommenden Tagen installiert

und in Betrieb genommen werden. Bis

Ende 2019 wollen EWE und Trianel den

Offshore-Windpark mit 32 Windkraftanlagen

und einer Gesamtleistung von 200 MW

vollständig in Betrieb nehmen.

Erste Windkraftanlage im Trianel Windpark Borkum II errichtet

(Quelle Trianel Windpark Borkum II)

„Mit der Errichtung der ersten Anlage haben

wir den nächsten Bauabschnitt erreicht

und werden den Windpark sukzessive

in Betrieb nehmen“, sagt Klaus Horstick,

Geschäftsführer der Trianel Windkraftwerk

Borkum II GmbH & Co. KG. „Zwei

Drittel der Gondeln sind bereits ausgeliefert

und warten auf ihren Einsatz. Wir sind

auf einem guten Weg und gehen davon

aus, das Offshore-Projekt gemeinsam mit

den Gesellschaftern und Projektpartnern

im Zeitplan bis Ende des Jahres vollenden

zu können.“

Seit Anfang August pendelt das Installationsschiff

Taillevent der Jan de Nul Gruppe

zwischen dem Basishafen Eemshaven und

dem rund sechs Stunden entfernten Baufeld.

Pro Fahrt nimmt das Errichterschiff die

Bauteile für drei Windkraftanlagen auf –

Gondeln mit vormontierter Nabe, vormontierte

Türme und neun Rotorblätter. Bei idealen

Wetterbedingungen benötigen die

Offshore-Arbeiter an Bord rund zwei bis

drei Tage für die Installation einer Anlage –

vom Aufstellen des Turms, über die Installation

der Gondel bis zum Verschrauben der

Rotorblätter. Mitte Juli 2019 startete die Installationskampagne

mit der Beladung und

Mobilisierung der Taillevent in Eemshaven.

Ende Juni 2018 hatten die Bauarbeiten

für den Trianel Windpark Borkum II mit

dem ersten Rammschlag begonnen. Anfang

Dezember 2018 wurden die Fundamentarbeiten

mit dem Setzen des 32. Monopiles

und Transition Pieces im Zeitplan

abgeschlossen. Zuvor hatte im September

2018 die Verlegung der Innerparkverkabelung

begonnen, die zum Jahreswechsel

ebenfalls fristgerecht abgeschlossen werden

konnte. Seit Anfang 2019 wurden die

Arbeiten zur Inbetriebnahme der elektrischen

Einbauten in den Transition Pieces

und Verbindung mit der parkinternen Umspannplattform

durchgeführt. Der für ursprünglich

Mitte April 2019 geplante Beginn

der Installationsarbeiten für die

Windkraftanlagen musste aufgrund der

Insolvenzmeldung des Anlagenherstellers

Senvion verschoben werden.

20 Stadtwerke, regionale Energieversorger

und kommunalnahe Unternehmen

sind an dem Trianel Windpark Borkum II

beteiligt. Neben der EWE AG mit einem

Anteil von 37,5 % ist ein Joint Venture des

Elektrizitätswerks der Stadt Zürich und

der Fontavis AG mit 24,51 % an TWB II beteiligt.

Die Stadtwerke-Kooperation Trianel

gemeinsam mit 17 Stadtwerken aus

Deutschland halten einen Anteil von 37,99

%. Die Gesamtinvestition für den Offshore-Windpark

beträgt 800 Millionen Euro.

Begleitet werden die Bauphasen des Trianel

Windpark Borkum II mit einem digitalen

Bautagebuch im Internet unter www.

trianel-borkumzwei.de sowie auf Twitter

unter @TrianelBorkum2. (192831349)

LLwww.trianel.de

Uniper: Gaskraftwerke Irsching 4

und 5 werden erneut zur

Stilllegung angezeigt

(uniper) Die Eigentümer des Gaskraftwerks

Irsching 5 bei Ingolstadt, Uniper,

N-ERGIE, Mainova und ENTEGA haben der

Bundesnetzagentur und dem Netzbetreiber

TenneT zum vierten Mal die vorläufige

Stilllegung des Kraftwerksblocks angezeigt.

Nach derzeitiger Markteinschätzung

sind auch für hocheffiziente Gaskraftwerke

weiterhin keine geeigneten Rahmenbedingungen

für einen wirtschaftlichen Weiterbetrieb

über den Herbst 2020 hinaus gegeben.

Die Eigentümer zeigen daher erneut

ihren Willen zur vorläufigen Stilllegung

des Kraftwerks von Oktober 2020 bis Ende

September 2021 an. Parallel dazu – und

aus den gleichen Gründen – hat Uniper als

alleinige Eigentümerin des Gaskraftwerks

Irsching 4 ebenfalls die vorläufige Stilllegung

dieses Blocks von Oktober 2020 bis

Ende September 2021 angezeigt.

Hintergrund

Irsching 5 hat eine Leistung von 846 Megawatt

und ging im Jahr 2010 in Betrieb.

Mit einem Wirkungsgrad von 59,7 Prozent

gehört es zu den modernsten Gaskraftwerken

Europas. Es wird im Auftrag der Eigentümergesellschaften

von der Uniper Kraftwerke

GmbH betrieben. Uniper hält 50,2

Prozent der Anteile, N-ERGIE 25,2 Prozent,

Mainova 15,6 Prozent und ENTEGA 9 Prozent.

Irsching 4 mit 561 Megawatt Leistung

ging 2011 in Betrieb und ist mit einem Wirkungsgrad

von 60,4 Prozent eines der effizientesten

Gaskraftwerke weltweit. Die

beiden Kraftwerksblöcke fallen unter die

so genannte Netzreserveverordnung. Sie

kommen ausschließlich dann zum Einsatz,

wenn ihre Leistung zur Stabilisierung des

Netzes gebraucht wird. Das ist dann der

Fall, wenn das Netz in Süddeutschland wegen

temporärer Engpässe gestützt werden

muss. (192831352)

LLwww.uniper.energy

32


VGB PowerTech 9 l 2019

Members´ News

Vattenfall und GAIA kooperieren

bei der Entwicklung von

Windenergieprojekten in Hessen

und Rheinland-Pfalz

(vattenfall) Vattenfall und das Projektentwicklungsunternehmen

GAIA mbH haben

jetzt einen exklusiven Kooperationsvertrag

für die Zusammenarbeit bei der Planung

und Entwicklung von Onshore-Windenergieprojekten

abgeschlossen. Im Rahmen

der Kooperation sollen zukünftig Windparkprojekte

in Nord-Hessen und Teilen

von Rheinland-Pfalz gemeinsam entwickelt

und realisiert werden.

„Vattenfall hat das Unternehmensziel, innerhalb

einer Generation ein fossilfreies

Leben zu ermöglichen. Darin spielt der

Ausbau der erneuerbaren Energien - insbesondere

der Bereich der Windenergie - für

uns eine ganz wesentliche Rolle. Deshalb

freuen wir uns sehr, dass wir nun mit einem

erfahrenen und regional vernetzten

Partner unsere Projektentwicklungsaktivitäten

auch in Hessen und Rheinland-Pfalz

forcieren können“, sagt Philipp Heucke,

Leiter der Projektentwicklung Onshore-Wind

Deutschland bei Vattenfall.

Die GAIA als inhabergeführtes Unternehmen

aus dem südwestdeutschen Raum feiert

dieses Jahr ihr 20-jähriges Firmenjubiläum.

„Seit über 20 Jahren setzen wir uns

konsequent und mit hohem Engagement für

den Umbau des Energiesystems ein. Unser

Ziel ist eine klimafreundliche und sozioökonomische

nachhaltige Energieversorgung,

die im Einklang mit einer umweltfreundlichen

Mobilität und Wärmeversorgung

steht. Durch die strategische Zusammenarbeit

mit Vattenfall, als einer der großen

Energieversorger in Europa, können beide

Partner ihre Stärken ergänzen, um diese

Ziele gemeinsam zu erreichen“, so Michael

Wahl, Geschäftsführer der GAIA mbH.

Vattenfall will seine Stromerzeugung aus

Windenergie in den kommenden Jahren

weiter ausbauen. Ein Kernelement dieser

Ausbaustrategie ist dabei der Bereich

Onshore-Wind. In seinen europäischen

Märkten strebt Vattenfall hier einen deutlichen

Zubau an. In Deutschland soll das

Wachstum über Kooperationen und regionale

Partnerschaften realisiert werden. Als

integriertes Unternehmen verfügt Vattenfall

über umfangreiches Know-how bei der

Vermarktung von erneuerbarem Strom,

beispielsweise über langfristige Lieferverträge,

so genannte Power Purchase Agreements

(PPA). Diese können helfen, die Finanzierung

neuer Windprojekte zu verbessern.

(192831354)

LLwww.vattenfall.de

Vattenfall weiht größten Offshore-Windpark Skandinaviens ein

Vattenfall weiht größten Offshore-

Windpark Skandinaviens ein

Am 22. August 2019 eröffnete S. K. H. der

Kronprinz von Dänemark in Begleitung der

dänischen Premierministerin Mette Frederiksen

und des Ministers für Klima, Energie

und Versorgung, Dan Jørgensen, offiziell

den derzeit größten Offshore-Windpark

Skandinaviens und zugleich Vattenfalls,

Horns Rev 3.

Die 49 Windturbinen von Horns Rev 3 in

der Nordsee, 25 bis 40 km vor der Westküste

Dänemarks, werden die dänische Stromproduktion

aus Wind um rund 12 % steigern.

Die jährlich erzeugte Strommenge reicht

rechnerisch, um damit Strombedarf von

425.000 dänischen Haushalten zu decken.

„Horns Rev 3 ist der größte Offshore-Windpark

in Skandinavien und unterstreicht

unser Engagement für den weiteren

Übergang Dänemarks zu einem erneuerbaren

Energiesystem. Der Windpark ist

ein wesentlicher Beitrag zum Erzeugungsportfolio

von Vattenfall und ein weiterer

Schritt in Richtung unseres Ziels, ein fossilfreies

Leben innerhalb einer Generation

zu ermöglichen“, sagt Magnus Hall, CEO

von Vattenfall.

Das erste Fundament für Horns Rev 3

wurde im Oktober 2017 aufgestellt und die

ersten Turbinen konnten am 23. Dezember

2018 Strom an Kunden liefern. Während

der Bauphase wurden die Turbinen vom

Hafen Esbjerg aus verschifft, ab 2024 werden

sie jedoch vom Hafen Hvide Sande

rund 70 Kilometer nördlich von Esbjerg

gewartet werden, wo Vattenfall ein neues

Servicezentrum einrichten wird.

„Seit der Errichtung des ersten Fundaments

bis zur Einweihung von Horns Rev 3

sind weniger als zwei Jahre vergangen. Das

ist eine beeindruckende Leistung unserer

Mitarbeiter und Partner, die nunmehr den

größten Offshore-Windpark im Portfolio

von Vattenfall fertiggestellt haben. Dies ist

ein Beweis für die Stellung von Vattenfall

als einem führenden Offshore-Entwickler

und für unser Engagement, die Offshore-Windenergie

zu einem Herzstück des

zukünftigen fossilfreien Energiesystems zu

machen“, sagt Gunnar Groebler, Senior

Vice President und Head of Business Area

Wind bei Vattenfall.

Vattenfall hat den Zuschlag für den Bau

von Horns Rev 3 im Jahr 2015 mit einem

seinerzeit historisch niedrigen Gebot erhalten

und ist seitdem bestrebt, Investitionen

in erneuerbare Energien unter Aufrechterhaltung

der Profitabilität und Kosteneffizienz

zu tätigen.

Zusätzlich zu Horns Rev 3 baut Vattenfall

in Dänemark die Offshore-Windparks Vesterhav

Syd & Nord und Kriegers Flak, was

dem dänischen Energiesystem insgesamt

mehr als 1,4 GW Windenergieleistung hinzufügen

wird.

Fakten zu Horns Rev 3

Horns Rev 3 ist bis dato Dänemarks größter

Offshore-Windpark und wird die dänische

Stromproduktion aus Wind um rund

12 Prozent steigern.

Mit einer installierten Leistung von 407

MW wird Horns Rev 3 den jährlichen

Stromverbrauch von ca. 425.000 dänischen

Haushalten decken.

Die Gesamthöhe der 8,3 MW Turbinen beträgt

187 Meter, und jede wiegt einschließlich

des Fundaments fast 1.500 Tonnen.

Der Windpark Horns Rev 3 liegt etwa 25

bis 40 Kilometer vor der dänischen Westküste

in der Nordsee. (192831403)

Fakten über Wind bei Vattenfall

• Vattenfall betreibt in seinen Märkten

mehr als 1.200 Windturbinen.

• Die größten Windparks sind: Horns Rev

3 (DK, 407 MW), Thanet (GB, 300

MW), Sandbank (DE, 288 MW) und

DanTysk (DE, 288 MW).

• Installierte Leistung (MW) und Stromproduktion

(TWh) je Land im Jahr

2018:

• Schweden 356 MW / 0,9 TWh

• Dänemark 337 MW /0,9 TWh (ohne

Horns Rev 3)

• Deutschland 588 MW / 2,6 TWh

• Niederlande 201 MW/ 0,4 TWh

• UK 1077 MW /3,0 TWh

LLwww.vattenfall.de

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Members´ News VGB PowerTech 9 l 2019

Wind - Sonne - Speicher:

Vattenfall errichtet erstes

Vollhybrid-Kraftwerk für

erneuerbare Energien

(vattenfall) Vattenfall wird sein erstes

Vollhybrid-Kraftwerk zur Erzeugung und

Speicherung erneuerbarer Energien in der

Region Goeree-Overflakkee in der Provinz

Süd-Holland rund 50 Kilometer südwestlich

von Rotterdam errichten.

Das Unternehmen hat jetzt hierfür die Investitionsentscheidung

für den Bau einer

Freiflächen-Photovoltaikanlage und eines

Batteriespeichers am Standort seines

Onshore-Windprojekts „Haringvliet“ getroffen.

Das Investitionsvolumen für die

Solaranlage und den Speicher beläuft sich

zusammen auf 35 Mio. Euro.

Die Investitionsentscheidung für den

Onshore-Windpark Haringvliet hatte Vattenfall

bereits im November 2018 getroffen

(Höhe: 26 Mio. Euro), hier laufen die Bauvorbereitungen

bereits. Sobald die Windturbinen

errichtet sind, beginnt der Bau

der Solaranlage. Daran anschließend werden

die Batteriecontainer aufgestellt. Das

Unternehmen rechnet damit, die komplette

Anlage in der zweiten Jahreshälfte 2020

in Betrieb nehmen zu können.

Der „Energiepark Haringvliet Zuid“ ist

das erste Projekt, bei dem Vattenfall die

Energieträger Wind und Sonne zusammen

mit einem Speicher kombiniert. Das

Vollhybrid-Kraftwerk besteht aus sechs

Nordex-Windenergieanlagen mit einer installierten

Leistung von 22 Megawatt (MW),

einer 30 Hektar großen Freiflächen-Photovoltaikanlage

(38 MW, damit zugleich Vattenfalls

bisher größtes Solarprojekt) und

einem Batteriespeicher (12 MW). Die

BMW-Batterien sind in 12 handelsüblichen

Seecontainern untergebracht.

Effizientere Nutzung der

Netzinfrastruktur, mehr Flexibilität

Hierzu sagt Claus Wattendrup, Leiter des

Geschäftseinheit Solar & Batteries bei Vattenfall:

„Vattenfall will innerhalb einer Generation

ein fossilfreies Leben ermöglichen

und Hybridkraftwerke sind für uns ein

wichtiger Baustein in Richtung 100% fossilfreier

Energieerzeugung. Die sich gut

ergänzenden Erzeugungsprofile von Wind

und Solar verringern die Belastung des

Stromnetzes gegenüber einer einzigen Erzeugungstechnologie.

Hybrid-Anlagen sorgen

für weniger ausgeprägte Spitzen und

wir sehen insgesamt weniger Zeiten ohne

Erzeugung. Das führt zu einer effizienteren

Nutzung der Netzinfrastruktur. Darüber

hinaus verringern sich die Kosten für den

Netzanschluss im Vergleich zu Stand-alone-Anlagen

deutlich. Damit sinken die Kosten

für erneuerbaren Strom und davon profitieren

am Ende die Kunden.“

Die Batterie sorgt zudem für deutlich

mehr Flexibilität der Hybrid-Anlage. „Neben

der Energieerzeugung können wir

auch Netzdienstleistungen wie beispielsweise

Regelenergie bereitstellen. Darüber

hinaus kann die Batterie helfen, Vorhersageungenauigkeiten

bei der Erzeugung von

wetterabhängigem erneuerbarem Strom

auszugleichen“, so Wattendrup.

Hybrid-Kraftwerke für den

Energiestandort Deutschland

Das Know-how aus dem Projekt „Energiepark

Haringvliet Zuid“ kann der Energiewende

in Deutschland dienen. „Wir sammeln

wichtige Erfahrungen, die wir auch

hierzulande nutzen wollen“, so Wattendrup.

Die Anlage kann beispielgebend sein

für die weitere, technisch effiziente Entwicklung

und den Ausbau der erneuerbaren

Energien zur Erreichung der deutschen

Klimaziele. „Wir glauben, dass sich Skaleneffekte,

über die wir in diesem Zusammenhang

reden, sehr positiv auf die Wirtschaftlichkeit

solcher Anlagen auswirken.“

Ab 2020 könnten große Solar-, Wind- und

Hybridkraftwerke ohne jegliche Förderung

in Deutschland realisiert werden. Das eröffnet

auch Perspektiven für die deutschen

Kohlereviere. Die Nachnutzung bergbaulicher

Flächen bietet große Potenziale für

Photovoltaik und Wind. Dies ist ein Ergebnis

des Berichts „Erneuerbare Energien-Vorhaben

in den Tagebauregionen“, der

im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums

erstellt wurde. (192831415)

LLwww.vattenfall.de

VERBUND: Neue Traisenmündung:

Grüne Au in Altenwörth

(verbund) Bis auf wenige Restarbeiten sind

die Baumaßnahmen rund um das Projekt

LIFE+ Traisen abgeschlossen. Die neue Au

im Mündungsgebiet nahe dem VER-

BUND-Donaukraftwerk Altenwörth gedeiht

prächtig. Bei einem Lokalaugenschein

überzeugten sich Bürgermeisterin

Marion Török (Zwentendorf) und Bürgermeister

Wolfgang Benedikt (Kirchberg am

Wagram) zusammen mit Werksgruppenleiter

Heinz Allmer und Projektleiter Roland

Schmalfuß von der einzigartigen Entwicklung

einer lebendigen Flusslandschaft

zwischen Donau und Traisen.

Kaum vorstellbar, dass noch vor wenigen

Jahren eine triste Schotterfläche bestenfalls

erahnen ließ, wo die neue Traisen verlaufen

würde. Die Baumaßnahmen waren

enorm, verliefen aber im Augebiet störungsfrei

und ohne große Belästigung der

Anrainer. Enorme 3,2 Mio. Kubikmeter

wurden im Zuge der Bauarbeiten bewegt.

Davon wurde 1,4 Mio. Kubikmeter Kies

entnommen, um Platz für das neue Flussbett

zu schaffen. 1,6 Mio. Material wurden

umgelagert und für die neuen Auflächen

verwendet.

Die Bagger sind verschwunden, statt dessen

tummeln sich Libellen, Fische und seltene

Vögel im dem 160 Hektar großen Projektgebiet

der neuen Traisen. „Alles, was

wir uns vor zehn Jahren zum Ziel gesetzt

haben, ist eingetreten“, freut sich Projektleiter

Roland Schmalfuß. Von 50 Donau-Fischarten

wurden bereits 32 Arten

nachgewiesen. Die Traisen hat sich von der

strengen Beurteilung der Ökologen im

Fach „Fischökologischer Zustand“ von „unbefriedigend“

(4) auf „gut“ (2) verbessert.

Insbesondere die Mündung der Traisen

hat sich in den letzten Sommern zu einem

beliebten Naherholungsgebiet entwickelt.

Der Donau-Radweg führt über eine eigene

Brücke am Mündungsgebiet vorbei und erlaubt

so den Reisenden einen Blick in die

junge Au-Landschaft mit ihren Raubäumen,

Steilufern und Flachwasserzonen.

Wind - Sonne - Speicher: Vattenfall errichtet erstes Vollhybrid-Kraftwerk für erneuerbare Energien.

Fotomontage: Haringvliet Hybridkraftwerk - Vattenfall

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Viele Jahre wurden Überlegungen angestellt, wie der

Traisenabschnitt und die Au ökologisch verbessert werden

könnten. Ab dem Jahr 2002 befassten sich Grundeigentümer,

Wissenschafter und Techniker mit der Idee, einen

neuen Traisenfluss zu schaffen. Er sollte eng mit der Au in

VGB PowerTech 9 l 2019

Verbindung stehen und vielfältige Lebensräume bieten.

Im Zuge eines strengen Auswahlverfahrens aus 270 europäischen

Umweltprojekten wurde dem “Traisenprojekt”

Ende 2008 eine EU Förderung aus dem LIFE+ Programm

bewilligt.

überraschend schnell. In wenigen Monaten überdeckte frischer

Bewuchs die neuen Ufer. Traisen und Grundwasser

füllten rasch die Gerinne und Tümpeln.

Das neue Flussbett erstreckt sich auf 9,4 Kilometern Länge.

Insgesamt wurden 1,9 Mio. Tonnen Kies bewegt.

Überschüssiger Kies wurde – zu großen Teilen auch mit

dem Schiff über die Donau – abtransportiert, und teilweise

der Donau als Geschiebezugabe zurückerstattet.

Nächstes Projekt:

Fischwanderhilfe Altenwörth

Die nächste ökologische Aufwertung in

Altenwörth steht unmittelbar bevor. Projektleiter

Hannes Einfalt scharrt bereits in

den Starlöchern für Niederösterreichs

längste Fischwanderhilfe, die nicht nur die

Durchgängigkeit des Kraftwerks herstellt.

„Unser Bündel an Maßnahmen wird sich

bis nach Stockerau erstrecken. Mehr als 12

Kilometer lang wird der naturnahe Umgehungsbach

auf der linken Uferseite der Donau.

Mit Kiesaufschüttungen wird das Ufer

im Altarm fischfreundlicher gestaltet.

Gleichzeitig erlauben flache Stellen den

Badegästen einen bequemeren Zugang

zum Wasser und verbessern die Badequalität.“,

so Hannes Einfalt. Die letzten für die

Projektumsetzung erforderlichen Bewilligungen

werden in den nächsten Wochen

erwartet.

LIFE+ Traisen - Partner für Österreichs

größtes Gewässer-Revitalisierungsprojekt

VERBUND übernahm die Projektleitung

und den Hauptteil der Kosten. Die EU fördert

das Projekt zu wesentlichen Teilen aus

Mitteln der LIFE+ Förderung. Das Projekt

wurde durch die NÖ Bundeswasserbauverwaltung,

via donau, den NÖ Landesfischereiverband,

den NÖ Landschaftsfonds und

das Ministerium für Nachhaltigkeit und

Tourismus finanziell unterstützt. Beteiligt

waren zudem die am Kraftwerk Altenwörth

strombezugsberechtigten Unternehmen

Energie AG, KELAG und VKW.

LIFE+ ist ein Förderprogramm der EU

zur Unterstützung von Naturschutzprojekten

in Natura 2000 Gebieten. Das Schutzgebietsnetzwerk

Natura 2000 soll dazu

beitragen, europaweit die Vielfalt an wildlebenden

Tier- und Pflanzenarten sowie an

Lebensräumen zu erhalten. Das LIFE+ Projekt

Traisen trägt wesentlich zu den Erhaltungszielen

der Europaschutzgebiete „Tullnerfelder

Donau-Auen“ bei. (192831420)

LLwww.verbund.com

Huchen (Foto: Pock)

Industry

News

VERBUND trägt den Hauptteil der Kosten. Die EU

fördert das Projekt zu wesentlichen Teilen aus Mitteln

des LIFE+Nature-and-Biodiversity-Fonds. Die restlichen

Kosten steuern Projektpartner und Kofinanzierer, wie

das Bundesministerium für Land- und Forstwirtschaft,

Umwelt und Wasserwirtschaft, die Bundeswasserbauverwaltung

NÖ, viadonau, der NÖ Landesfischereiverband

und der NÖ Landschaftsfonds bei.

Die alte, regulierte Traisen (Foto: Kaufmann) Bauabschnitt Mitte (Foto: Pock) Der neue Mündungsbereich der Traisen (Foto: Pock)

VERBUND: Neue Traisenmündung: Grüne Au in Altenwörth. Sichtbare Projektschritte.

Standardkessel Baumgarte

liefert Biomasse-Gesamtanlage

in Belgien

(sbg) Indaver, europäischer Partner im Bereich

der nachhaltigen Abfallwirtschaft,

und SUEZ, weltweit führend im Bereich

des intelligenten und nachhaltigen Ressourcenmanagements,

werden über ihr

Joint Venture E-Wood Energiecentrale NV,

ein neues Biomassekraftwerk bauen und

betreiben. Standardkessel Baumgarte hat

als Generalunternehmer den Zuschlag für

die Lieferung, den Bau und die Inbetriebnahme

des gesamten Kraftwerks erhalten.

Das neue E-Wood Biomassekraftwerk soll

jährlich ca. 180.000 Tonnen nicht recycelbares

Altholz verwerten. Als Feuerungssystem

kommt eine stationäre Wirbelschicht

zum Einsatz, welche entscheidende Vorteile

hinsichtlich der einzuhaltenden Emissionen

hat. Das E-Wood Kraftwerk wird eine

elektrische Leistung von 20 MW el haben

und zusätzlich Hochdruckdampf produzieren

welcher in das Werksdampfnetz ECLU-

SE am Waasland Hafen eingespeist wird.

Der Standort des Biomassekraftwerks

grenzt an den Antwerpener Containerhafen.

Dort betreiben die gemeinsamen Eigentümer,

SUEZ und Indaver, bereits drei

Müllverbrennungslinien, deren Dampferzeuger

im Jahr 2006 von Standardkessel

Baumgarte geliefert wurden.

Technische Daten

Feuerungswärmeleistung: 71 MW th

Elektrische Leistung: 20 MW el

Exportdampfmenge: 10 t/h

LLwww.standardkessel-baumgarte.com

Industry News

Stadtwerke München steigern

Energieeffizienz und Flexibilität

von Kraftwerk mit Fernwärmeauskopplung

mit umweltfreundlichen

Upgrades von GE

• GE erneuert zwei GE 9E.03 Gasturbinen

und Generatoren im HKW München

Süd der Stadtwerke München (SWM)

mit Kraft-Wärme-Kopplung.

• Die Gasturbinen-Upgrade-Lösung

9EMax von GE erhöht die Anlagenleistung

um bis zu 30 Megawatt (MW),

steigert den Wirkungsgrad um 3 Prozent

und senkt so die Brennstoffkosten

• Das Engagement der SWM für eine umweltfreundliche

Energieversorgung ist

ein wichtiger Schritt zur Senkung der

CO 2 -Emissionen.

(ge) stellt den Stadtwerken München

(SWM) seine Gasturbinen-Upgrade-Lösung

9EMax für ein Werk des Versorgungsunternehmens

in München zur Verfügung.

Das Heizkraftwerk-Süd (HKW-

Süd) der SWM produziert mit

Kraft-Wärme-Kopplung Strom und Fernwärme

für Industrie- und Privatkunden. Es

ist ein wichtiger Baustein der Münchner

Energieversorgung. Durch die Modernisierung

von zwei Gasturbinen des Typs GE

9E.03 und zwei A39-Generatoren soll die

Leistung um ca. 15 MW pro Block und einen

Wirkungsgrad von bis zu 3 Prozent pro

Gasturbine gesteigert werden. Nach der

Fertigstellung im Jahr 2020 erwarten die

SWM eine erhebliche Senkung der NOxsowie

CO 2 -Emissionen.

„Das Fernwärmenetz der SWM erstreckt

sich über rund 800 Kilometer und versorgt

rund ein Drittel der Münchener Haushalte

mit Wärme und Warmwasser.“, so Helge-Uve

Braun Technischer Geschäftsführer

der SWM. “Langfristig wollen wir in München

die Fernwärme CO 2 -neutral erzeugen,

vor allem mittels Geothermie. Bis dahin

arbeiten wir daran, unsere bestehenden,

konventionellen Anlagen zu

optimieren und weiterhin so umweltschonend

wie möglich zu betreiben.“

„Nach mehr als 15 Jahren Zusammenarbeit

mit GE sind wir davon überzeugt, dass

wir nicht zuletzt aufgrund des technologischen

Know-hows des Unternehmens eine

langfristige Lösung zur Verbesserung der

Flexibilität und Energieeffizienz unserer

Anlage erreichen“

Die 9EMax-Lösung von GE wird die betriebliche

Flexibilität der Anlage erhöhen

und SWM helfen, sich auf die dynamischen

Marktbedingungen einzustellen, die sich

aus dem Fortschreiten der Energiewende

ergeben. So beinhaltet 9EMax beispielsweise

zwei lastgeführte Wechselrichter

(LCI) für schnellere Starts, mit denen SWM

ihre Einheiten in ca. 4,5 Minuten anfahren

kann.

35


Industry News VGB PowerTech 9 l 2019

„Wir sind sehr stolz darauf, unsere

9EMax-Lösung an die SWM zu liefern und

sie dabei zu unterstützen, ihr Engagement

für die Versorgung der pulsierenden Stadt

München mit Wärme und Strom erfolgreich

umzusetzen“, sagte Michael Rechsteiner,

CEO von GE Gas Power in Europa.

„Zusammen mit den SWM haben wir eine

maßgeschneiderte Lösung entwickelt, um

ihre GE 9E.03 Gasturbinen mit der besten

verfügbaren Lösung auszustatten, was zu

einem höheren Wirkungsgrad und einer

höheren Flexibilität führt. Wir setzen uns

dafür ein, dass Kunden wie die SWM in der

außergewöhnlich dynamischen Energielandschaft

Deutschlands erfolgreich

sind.“

GE entwickelte sein 9EMax-Upgrade mit

der Erfahrung einer globalen Flotte von

mehr als 700 9E-Gasturbinen und der Erkenntnisse

aus mehr als 30 Millionen Stunden

Betriebsdaten aus der installierten Basis.

Die Lösung bietet bis zu 37 Prozent Effizienz

und bis zu 145 Megawatt (MW)

Leistung im reinen Gasturbinenbetrieb. Es

kann auf der bestehenden Grundfläche einer

9E-Gasturbine betrieben werden, ohne

die robuste Zuverlässigkeit zu beeinträchtigen,

für die die Flotte bekannt ist. Die bewährte

Zuverlässigkeit der 9E-Gasturbine

ermöglicht bis zu 32.000 Stunden Betrieb

bei insgesamt 900 Startintervallen. Die

GE-Technologie treibt ca. 30% aller Gaskraftwerke

in Deutschland an.

Steinmüller Babcock modernisiert

MHKW Ludwigshafen

(sbe) Die Steinmüller Babcock Environment

GmbH mit Sitz in Gummersbach hat

den Auftrag für die Modernisierung des

Gemeinschafts-Müllheizkraftwerks Ludwigshafen

erhalten. Der Liefer- und Leistungsumfang

umfasst Planung und Errichtung

der Kesselanlage inklusive Rost und

Nebenanlagen für zwei Linien. Auftraggeber

ist die GML – Gemeinschafts-Müllheizkraftwerk

Ludwigshafen GmbH. Die Inbetriebsetzung

der zweiten Linie ist für Sommer

2024 geplant.

Mit dem Projekt IGNIS (lat.: Feuer) plant

die GML in Ludwigshafen eine umfassende

Sanierung des Müllheizkraftwerkes, um

die Abfallentsorgung der Region für die

nächsten 25 Jahre sicherzustellen. In der

Anlage werden Siedlungs- und Gewerbeabfälle

von rund 1.000.000 Menschen aus

der Region thermisch verwertet. Das Gemeinschafts-

Müllheizkraftwerk Ludwigshafen

wurde vor über 50 Jahren errichtet,

die beiden ältesten der drei Kessel sind 30

und 23 Jahre alt. Rein ökonomisch kam

eine reine Sanierung der drei Linien nicht

in Frage, daher werden nun zwei Linien

neugebaut. Parallel wird eine der drei vorhandenen

Linien saniert, die anderen beiden

werden zu-rückgebaut. So können die

beiden neuen Linien in Betrieb gehen,

ohne den Betrieb der vorhandenen drei Linien

zu stark einzuschränken. Im Durchschnitt

bleiben in den fünf Umbaujahren

90% der Kapazität erhalten.

Die zwei neuen Linien werden je nach Betriebszustand

je Kessel 90.000 - 100.000 t/a

zur Gesamtleistung von 235.000 t/a beitragen,

mit einer thermischen Kesselleistung

von je 30 MW. Die Kessel erzeugen

Hochdruckdampf, der im direkt benachbarten

Fernheizkraftwerk des Regionalversorgers

TWL AG in Fernwärme und Strom

umgewandelt wird. Steinmüller Babcock

überzeugte in der Ausschreibung mit einer

technischen Konzeption, die eine maßgeschneiderte

Lösung mit einem guten Preisniveau

kombinierte. (192840905)

LLwww.steinmueller-babcock.com

Dr. Thomas Grommes, Geschäftsführer der GML und Thomas Feilenreiter, Geschäftsführer der

Steinmüller Babcock Environment GmbH, starteten am 9. Juli 2019 mit der

Vertragsunterzeichnung den aktiven Teil des umfangreichen Modernisierungsprojektes.

© Foto: GML – Gemeinschafts-Müllheizkraftwerk Ludwigshafen GmbH

IHI Group Continues to Expand

Life Cycle Business for Power Plant

• Consecutive Agreement for Long Term

Service Agreements in Morocco

(seg) IHI Corporation (IHI), in cooperation

with Steinmüller Engineering GmbH (SE),

a wholly-owned subsidiary of IHI having a

profound technical knowledge of boilers

for thermal power generation, has concluded

a Long Term Service Agreement

(LTSA) for a period of 6 years with Safi Energy

Company (SafiEC)(*1), a power generation

company in the Kingdom of Morocco

(Morocco).

IHI has delivered the first Ultra-Super

Critical (*2) coal-fired power generation

boiler in Africa to Safi Power Station

(2×693MW) operated by SafiEC in 2018,

and the LTSA will cover an extensive technical

support including spare parts supply,

technical consultation, dispatching of technical

advisors and other engineering activities.

This LTSA, a second LTSA agreement

following that for the Jorf Lasfar Power

Plant Unit 5&6 boilers (2×350MW) in

which IHI Group concluded an LTSA last

year in Morocco (*3), is part of IHI’s Group

Management Policies 2019 to promote life

cycle business utilizing the IHI Group network.

In Morocco, the electricity demand has

been increasing rapidly due to the rapid

economic growth and social development.

IHI has supplied a total of 4 units of largescale

coal-fired power generation boilers to

Morocco, and concluded LTSA for all of the

units to support a long and stable operation

of the stations.

IHI has an extensive supply track record

of large-scale coal-fired power generation

boilers both domestically and abroad, as

well as a knowledge-rich global network

such as SE to provide global solutions

through IHI Group companies.

IHI and SE will continue to contribute to

the realization of environmental loading

reduction, and stable electricity supply

through not only supplying equipment and

systems that are environmentally friendly

and highly efficient but also providing

maintenance service as a start to the life

cycle business solution toward the global

market. (192840918)

(*1) Safi Energy Company: A power producing

company which is invested by Nareva

Holding in Morocco, GDF SUEZ in

France, and MITSUI & CO., LTD. in Japan.

(*2) Ultra-Super Critical: The steam condition

of over 593 °C temperature and over

24.1 Mpa pressure.

(*3) Originally concluded by IHI Power

System Malaysia Sdn Bhd. (IPSM), a wholly

owned subsidiary of IHI, and this LTSA

was novated to SE on 1st April 2019.

LLwww.steinmueller.com

36


VGB PowerTech 9 l 2019

Power News

IHI Group Continues to Expand Life Cycle Business for Power Plant

Erfolgreiche Inspektion in der

Nordsee: Aero Enterprise nutzt

erstmals neue Hubschrauber-

Drohne für Offshore-Einsätze

(aepr) Das österreichische Unternehmen

Aero Enterprise hat im Juli 2019 mit seiner

selbst entwickelten Hubschrauber-Drohne

AERO-SensorCopter erstmals Off shore-

Windenergieanlagen erfolgreich inspiziert.

Bislang kam sie nur bei Windkraftanlagen

an Land zum Einsatz.

Die Inspektionsflüge an den Offshore-Anlagen

fanden 70 Kilometer vor der deutschen

und der niederländischen Nordseeküste

statt. Der AERO-SensorCopter führte

die Inspektion mithilfe seiner hochauflösenden

Kameras in kürzester Zeit selbständig

durch. „Sowohl wir als Entwickler als auch

unser Auftraggeber waren mit dem Ergebnis

dieses Premiereneinsatzes auf hoher See

mehr als zufrieden“, erklärt Geschäftsführer

Robert Hörmann. Bei der Auswertung

und Analyse der Bilddaten über das AE-

RO-Software-Package half künstliche Intelligenz.

Der Kunde erhielt ein vollautomatisch

erstelltes Reporting. Es lässt sich entweder

in das kundeneigene ERP-System

einspielen oder auf dem Server von Aero

Enterprise einsehen und herunterladen.

Der robuste AERO-SensorCopter ist speziell

für den Einsatz unter schwierigen Bedingungen

ausgelegt. Da er bei Windgeschwindigkeiten

bis zu 14 Metern pro Sekunde

stabil fliegt, gegen Salzwasser geschützt ist

und zudem länger als 30 Minuten in der

Luft bleiben kann, ist er für Inspektionsflüge

an Offshore-Windkraftanlagen bestens

gerüstet. Er besitzt die besonderen Flugeigenschaften

einer Hubschrauber-Drohne,

die einen im Vergleich zu herkömmlichen

Modellen stabileren Flug ermöglichen. Zudem

kann der AERO-SensorCopter selbst

bei schlechtem Wetter noch vollautomatisch

fliegen, wenn Industriekletterer aufgrund

von Arbeitsschutzregelungen nicht

mehr an einer Offshore-Windkraftanlage

arbeiten dürfen.

LLwww.aero-enterprise.com

Power

News

What’s new in Hydro? - European

Research Moves Forward

• Hydropower is as mature as rocket science

– improvement and innovation are

always possible

• Not only greenfield deployment but also

retrofitting existing hydropower plants

give the opportunity to use improved

technologies

• Synergy effects can be created through

the combination and hybrid use of existing

technologies

(eurelectric) Renewables are the backbone

of the future electricity system: By 2030,

they will account for up to 60% of electricity

generation in the EU, with over 80% by

2045. Hydropower will provide the future

power system with storage and flexibility

services, thus allowing for higher shares of

wind and solar power without compromising

security of supply and system stability.

Even though, hydropower is very often

seen as an old and mature technology, this

should not mean that there is no need for

technological improvement or room for

further innovations.

Every hydroelectric power station is a

unique system that is tailored to the specific

location. With a long life of hydroelectric

power plants of at least 80 years, it is usually

necessary to upgrade machines and control

devices several times during the lifetime

of a plant. This means that not only

greenfield deployment but also retrofitting

existing plants give the opportunity to use

improved technologies. New environmental

insights and requirements may also lead

to changes in the way a power plant is operated

(hydropeaking, sediment transport

& management, fish migration). In addition,

the digital age provides further new

opportunities for hydropower affecting

how plants are designed, operated and

maintained.

New, improved optimization methods

and software also need to be developed

further to allow better coordination with

other renewable energies. In this context,

an increased focus on synergies between

technologies, sectors and companies is necessary.

Synergy effects can be created

through the combination / hybrid use of

existing technologies - and their further

development - or through a concentrated

use in the same location. These benefits

have recently been confirmed by two recent

studies (Kougias et al. 2019 and Killingtveit

2019), mainly highlighting that

• hydropower plants can be supported in

grid control with fast primary control

power (e.g by batteries)

• the operation of fast energy storage systems

can be coordinated, for instance,

via a coupling of energy storage technologies

with inverters, allowing better

frequency regulation in the power grid

with less wear and tear on turbines

(coupling with flywheels and supercapacitors)

• the geographically concentrated use of

technologies makes use of an existing

grid infrastructure and reduces land

consumption: Cases in point are hydropower

coupled with solar PV (floating

PV systems on reservoirs or PV systems

on the powerhouse) or combined energy

storages (pumped storage / heating /

cooling). (192840851)

LLwww.eurelectric.org

Weltweite Offshore

Windenergiekapazität wächst im

1. Halbjahr 2019 um knapp 10

Prozent - Neue Märkte stark im

Visier der Marktteilnehmer

(wrs) Der weltweite Ausbau der Offshore

Windenergie, insbesondere in Europa,

aber auch in Märkten wie Asien und Nordamerika,

führt zu einem weiterhin starken

Anstieg der globalen Offshore Windkapazität.

Auch in Deutschland, das seine Kapazitäten

in den letzten Jahren stark ausgebaut

hat, konnte im ersten Halbjahr 2019 die

Energieerzeugung durch Offshore Windenergieanlagen

erneut gesteigert werden:

So lag z.B. die Wachstumsrate in der deutschen

Nordsee im ersten Halbjahr bei 16 %,

in der deutschen Ostsee sogar bei 145 %.

Zu diesen Ergebnissen kam der Halbjahresreport

2019 The Global Market For Offshore

Wind Energy des Trend- und Marktforschungsinstituts

wind:research in Kooperation

mit dem World Forum Offshore

Wind.

Weltweit setzt sich die positive Entwicklung

der letzten Jahre fort: lag die globale

Offshore Windkapazität im Jahr 2010 noch

bei 3 GW, hatte sie sich bis 2018 auf 23,3

37


Power News VGB PowerTech 9 l 2019

GW beinahe verachtfacht, während für

2019 mit einer Zunahme der Kapazität von

27 % im Vergleich zum Vorjahr gerechnet

wird. Dass sich an dieser rasanten weltweiten

Marktentwicklung in der Zukunft

nichts ändern wird, zeigt ein Blick auf die

geplanten Offshore Windenergieprojekte:

durch die sich im ersten Halbjahr 2019 offiziell

in Planung befindenden Windanlagen

wird sich die Gesamtkapazität bis 2030

um weltweit mindestens 46 GW - ein Anstieg

von über 180 % - erhöhen.

Der Großteil dieser geplanten Projekte

liegt mit knapp 36 GW in Europa; weitere 6

GW sind in Nordamerika geplant sowie

mindestens 4 GW in Asien. Unter den europäischen

Ausbauzielen fällt insbesondere

Großbritannien ins Auge, welches mit einer

angestrebten Offshore Windkapazität

von über 30 GW im Jahr 2030 seine Kapazität

in knapp zehn Jahren verdreifachen

möchte und die Messlatte für andere Länder

entsprechend hoch setzt. Deutschland

mit seinem Ausbauziel von 15 GW, die Niederlande

mit 11,5 GW sowie Frankreich

mit bis zu 10,4 GW bleiben mit ihren Plänen

bis 2030 weit hinter diesen ehrgeizigen

Zielen zurück. Auch außerhalb Europas

und insbesondere im asiatischen Raum

wird die Offshore Windenergie immer gefragter:

so sind in ganz Asien im ersten

Halbjahr 2019 Offshore Windanlagen mit

einer Kapazität von fast 5 GW im Betrieb

und in den Ländern China, Südkorea,

Taiwan und Vietnam weitere ca. 3,9 GW in

der Bau- bzw. Planungsphase.

Wie wichtig unterstützende politische

Rahmenbedingungen für das weitere

Marktwachstum sind, lässt sich derweil in

Deutschland beobachten. Der politische

Stillstand im Ausbau der (Offshore) Windenergie

führte in den vergangenen Jahren

zur Abnahme von Investitionen und Beschäftigung

bis hin zu Insolvenzen und

Marktaustritten, sowohl von großen als

auch von kleinen Marktteilnehmern. Technologische

Verbesserungen wie höhere

Turbinenleistung, schwimmende Fundamente

oder die Nutzung von Wasserstoff,

politische Maßnahmen wie eine CO 2 -Bepreisung

sowie der steigende Bedarf an

(grüner) Energie für die Sektorkopplung,

z.B. die E-Mobilität, bieten jedoch unter

dem Strich weiterhin positive Marktbedingungen.

(192840921)

LLwww.windresearch.de

BDEW: Allround-Talent Wasserstoff:

Politik muss Anreize für Praxisanwendungen

schaffen

• Energiewirtschaft treibt in Reallaboren

Power-to-Gas-Technologie voran

(bdew) „Wasserstoff wird derzeit zu Recht

als Allround-Talent der Energieversorgung

von morgen bezeichnet: Durch Power-to-Gas

erzeugter Wasserstoff ist bestens

geeignet, um die Flexibilisierung des Energiesystems

als auch die Dekarbonisierung

der Sektoren Verkehr, Wärme und Industrie

voranzutreiben“, sagte Dr. Marie-Luise

Wolff, Präsidentin des BDEW heute auf der

BDEW-Fachtagung „Wasserstoff – Kleines

Molekül, großes Potential“. Im Rahmen

der Tagung diskutieren Vertreter aus Politik,

Wirtschaft und Wissenschaft über die

Potenziale der Wasserstoffproduktion, die

politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen,

innovative Anwendungen

aus der Praxis entlang der gesamten Wertschöpfungskette.

Auf der Tagung wird zudem

die Wasserstoffstrategie der Niederlande

vorgestellt.

„Klar ist: Die Energiewende kann nur erfolgreich

sein, wenn die Klimaschutzziele

eingehalten werden, die vorhandenen

Technologien optimal genutzt werden und

gleichzeitig Raum für Innovationen bleibt.

Deshalb sollten wir uns die bestehende Gasinfrastruktur

sowie die Power-to-Gas

Technologie für die Klima- und Energiewendeziele

zu Nutze machen. Das ist

volkswirtschaftlich wesentlich effizienter“,

so Wolff.

Entscheidend sei, dass die Politik jetzt

Anreize schaffe, um Power-to-Gas kurzund

mittelfristig zur Marktreife zu bringen.

Wasserstoff biete sich als Einstiegsprodukt

und Marktöffner für grüne Gase an. „Dafür

muss die Erschließung eines Absatzmarktes

für Wasserstoff und anderer grüner

Gase erfolgen – zum Beispiel über die Anerkennung

als Erneuerbare Energie im Gebäudeenergiegesetz“,

forderte die

BDEW-Präsidentin.

Die Energiewirtschaft habe Power-to-Gas

längst als neuen Wachstumsmarkt identifiziert

und treibe die Entwicklung in Reallaboren

engagiert voran. „Deutschland hat

jetzt die Chance, seine Technologieführerschaft

im Bereich Power-to-X auszubauen.

Das ist eine gute Gelegenheit für den Industriestandort

Deutschland.“ (192840857)

LLwww.bdew.de

Nur 16 Prozent der Deutschen

würden sich ein Elektroauto kaufen

• Klare Mehrheit für den Benziner als

nächstes Fahrzeug

• In anderen europäischen Ländern mehr

Bereitschaft, auf elektrischen Antrieb

umzusteigen

(eon) Nur 16 Prozent der Deutschen, die einen

Autokauf planen, würden sich für ein

Elektroauto entscheiden. Skeptischer sind

in Europa nur noch die Tschechen, bei denen

sich nur 13 Prozent einen elektrischen

Antrieb für ihr nächstes Auto vorstellen können.

Das ist das Ergebnis einer aktuellen,

repräsentativen Umfrage von E.ON und

KantarEMNID. Am höchsten ist das Interesse

an Elektroautos in Rumänien und Italien.

Hier sind es jeweils 36 Prozent, die mit dem

nächsten Auto elektrisch fahren möchten.

Die Umfrage zeigt aber auch: In ganz Europa

befindet sich der Diesel als Antrieb

auf dem Rückzug. Nur in der Türkei würden

sich fast die Hälfte der Befragten, 44

Prozent, für einen Diesel als nächstes Auto

entscheiden. In Deutschland und Ungarn

erreicht der Diesel dagegen nur noch eine

Zustimmungsrate von 13 Prozent, der

niedrigste Wert aller Länder, in denen die

Menschen befragt wurden.

Die Gründe, warum ein Elektroauto beim

nächsten Autokauf nicht in Frage kommt,

sind vielfältig. Für ganz Europa betrachtet

steht der hohe Anschaffungspreis dabei an

erster Stelle, gefolgt von der nicht vorhandenen

Möglichkeit, das Auto wieder aufzuladen.

Ein weiteres wichtiges Argument

gegen den Kauf eines Elektroautos ist die,

den Fahrzeugen unterstellte, geringe

Reichweite.

Vor allem in Deutschland wird die Reichweite

besonders kritisch gesehen. Sie wird

von 68 Prozent der Befragten als Grund genannt,

nicht auf ein Elektroauto umzusteigen.

Ganz anders in Schweden: Hier sehen

nur 32 Prozent in der Reichweite ein Argument,

sich kein Elektroauto anzuschaffen.

Das zeigt: Je weiter die Entwicklung der

Elektromobilität voranschreitet, desto geringer

fallen die Vorurteile gegenüber den

Fahrzeugen aus. E.ON setzt alles daran,

dass sich der Markt für Elektromobilität in

Europa weiter entwickeln kann. Kunden

sollen ihr Elektrofahrzeug einfach und bequem

laden können – im Hotel, am Supermarkt,

an der Autobahn, zu Hause oder am

Arbeitsplatz. Und auch Gewerbe- und Industriekunden

können mit Unterstützung

von E.ON ihre Fahrzeugflotten auf Elektromobilität

umstellen.

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. (192831143)

LLwww.eon.com

38


VGB PowerTech 9 l 2019

Events in brief

Events

in brief

RENEXPO INTERHYDRO

• 28. und 29. November 2019

MESSEZENTRUM SALZBURG

• Nehmen Sie an unserem Workshop

„Inspection, Maintenance and Refurbishment

of Hydropower Plants“

am 29. November 2019

im Rahmen der Messe teil

LL

www.vgb.org/maintenance_hpp19.html

(renexpo interhydro) Die RENEXPO INTE-

RHYDRO, Europas größte Wasserkraftfachmesse

mit Kongress in Salzburg, zeigt

die Bedeutung der Wasserkraft für Klimaschutz

und Energiewende - Fachverbände

suchen Schulterschluss mit der Politik

In der aktuellen Diskussion um Klimaschutz

und Energiewende wird ein wichtiger

Teil der Lösung häufig übersehen: Die

heimische Wasserkraftnutzung und deren

ökologisch vertretbarer Ausbau. Stattdessen

führen immer neue gesetzliche und

ökologische Auflagen sowie kostspielige

Genehmigungsverfahren dazu, dass die

langlebigste und kontinuierlichste Form

der erneuerbaren Stromerzeugung - die

heimische Wasserkraft – mit steigenden

Kosten zu kämpfen hat. Dabei wächst der

Beitrag der Wasserkraft zur gesicherten

Grundlastversorgung mit Strom mit jeder

Kilowattstunde, die durch Abschaltung

von thermischen Kraftwerken weniger erzeugt

wird. Die Anlagenbetreiber der rund

10.000 Wasserkraftwerke in Süddeutschland

und Österreich bieten sich somit als

ein wichtiger Teil der zukünftigen Energieversorgung

an. Dafür braucht es allerdings

deutlich mehr Rückhalt aus der Politik.

Strom aus Wasserkraft leistet traditionell

und zunehmend einen substantiellen Beitrag

zur sicheren Grundversorgung aus regenerativ

erzeugtem Strom rund um die

Uhr. In Bayern liefert die Wasserkraft etwa

14 Prozent der gesamten Stromerzeugung

und rund ein Drittel der Stromerzeugung

aus erneuerbaren Energien. In Baden-Württemberg

trägt die Wasserkraft

knapp acht Prozent zur Gesamtstromerzeugung

bei, wobei der Anteil der regenerativen

Stromerzeugung ebenfalls fast einem

Drittel entspricht. In Österreich beträgt

der Anteil der Wasserkraft sogar zwei

Drittel der Gesamtstromerzeugung.

„Wichtig wäre es, den Menschen von politischer

Seite aus das Machbare in Sachen

CO 2 -freier Energieversorgung mit Sonne,

Wind, Wasser und Biomasse möglichst

sachlich und verständlich zu erläutern und

über die Notwendigkeiten im Hinblick auf

Klimaschutz und Energiewende zu informieren“,

appellieren die Verbände an die

Politik.

„Ähnlich wie sie in früheren Jahrhunderten

der wirtschaftlichen Entwicklung diente,

kann die Wasserkraft nunmehr einen

wichtigen Beitrag zur Energiewende leisten“

zeigen sich die Branchenvertreter anlässlich

der internationalen Wasserkraftmesse

RENEXPO INTERHYDRO in Salzburg

am 28. und 29. November 2019

überzeugt. Ihr Appell an die politischen

Vertreter ist, die Wasserkraft in ihrer Bedeutung

nicht klein zu reden, sondern sie

tatkräftig im Bestand und beim ökologisch

vertretbaren Ausbau zu unterstützen und

in ihrer Akzeptanz zu stärken. Die Vorteile

der Wasserkraft liegen auf der Hand und

reichen von CO 2 -Vermeidung für den Klimaschutz

über die Versorgungssicherheit

(Grundlastfähigkeit, Importunabhängigkeit,

Regelbarkeit, Schwarzstart-, Inselbetriebs-,

und Speicherfähigkeit) bis hin zur

Ressourcenschonung sowie zur Einsparung

von Leitungskapazitäten und Übertragungsverlusten

durch regionale Nähe.

„Wer Klimaschutz und Energiewende

ernsthaft will, kommt um die Nutzung der

heimischen Wasserkraft nicht herum. Das

geht nur im Schulterschluss von Politik,

Gesellschaft und Wasserkraftbetreibern.

Die Wasserkraft muss als essentieller Teil

des regenerativen Ganzen betrachtet werden“,

so der Appell der Verbände.

Die Verbände bekennen sich zu einer ökologischen

Nutzung der Wasserkraft, denn

Wasserkraftnutzung und Umweltschutz

sind Partner. Umweltauflagen, die über

nachweisbar wirkungsrelevante Grenzen

hinaus eingefordert werden, führen aber

zur Unwirtschaftlichkeit und letztendlich

zur Stilllegung von Anlagen. Verlierer sind

dann Umwelt, Natur und auch die Energiewende.

Die Verbände sind sich sicher, dass

mit gemeinsamer Anstrengung und politischem

Willen das vorhandene Potenzial

der Wasserkraft ökologisch vertretbar genutzt

werden könnte, sei es in Form von

Revitalisierungen, Modernisierungen oder

auch Erweiterungen und ökologisch fortschrittlichen

Neubauten. Die verfügbaren

finanziellen Mittel müssen zielgerichtet

zur nachhaltigen Nutzung der Gewässer

mit größtmöglichem Nutzen für Mensch,

Natur und Wirtschaftlichkeit eingesetzt

werden; so die Botschaft der mitwirkenden

Verbandsvertreter an die Politik.

Auf der RENEXPO INTERHYDRO in Salzburg

stehen die Dachorganisationen der

Wasserkraftbetreiber aus rund 20 Ländern

auf einem internationalen Gemeinschaftsstand,

der Hydro-Lounge, für Informationen

und Gespräche zur Verfügung.

Die RENEXPO INTERHYDRO als Treffpunkt

der europäischen Wasserkraftbranche

informiert über politische Rahmenbedingungen

bei der Nutzung der Wasserkraft,

den Stand der Technik und aktuelle

Entwicklungen. Der zweitägige Kongress

behandelt Themen wie ökologische Aspekte

der Wasserkraftnutzung und deren Ausbau,

das flexible Einsatzspektrum der Wasserkraft

zur Grundlastversorgung und als

Energiespeicher, Best Practice und Technik

im Kraftwerksbau sowie bei Instandhaltung

und Modernisierung.

Angesprochen sind alle in der Wasserkraft

tätigen Personen aus Wirtschaft und

Industrie, Behörden und Kommunen, Politik

und Wissenschaft sowie Hochschulen

und Universitäten aus ganz Europa.

• 28.-29. November 2019

• Ort: Messezentrum Salzburg,

Am Messezentrum 1, 5020 Salzburg

LLwww.renexpo-hydro.eu

www.messezentrum-salzburg.at

www.vgb.org

MSR-Spezialmesse für Prozessund

Fabrikautomation in Landshut

• 23. Oktober 2019 in der

Sparkassen-Arena in Landshut

(meorga) Die MEORGA veranstaltet am

23. Oktober 2019 in der Sparkassen-Arena

in Landshut eine 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 Prozess- und Fabrikautomation.

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

39


Publications VGB PowerTech 9 l 2019

ICCT 2019 – International

Conference on Industrial

Construction and Cooling Towers

• 9 to 12 October 2019

• Edinburgh, Scotland

ICCT 2019 is jointly organized and supported

by CICIND, the International Association

for Industrial Construction, IASS,

International Association for Shell and

Spatial Structures and VGB PowerTech e.V.

(Technical Groups “Civil Concepts/Specific

Civil Solutions” and “Civil Structural Maintenance/Condition

Monitoring”).

The aim of the conference is to bring together

all groups of experts in building

technology of Industrial Construction, in

order to review chances for cooperation in

research and development. Common interests

as well as differences shall be identified

in order to find best practice methods

for design and construction. The conference

offers a platform, where new developments

and the state-of-the-art in industrial

and energy engineering and construction

can be presented. (192381127)

icct-2019.org

FDBR-Fachveranstaltungen

• 24.-25.03.2020

• 35. FDBR-Fachtagung Rohrleitungstechnik,

München

Die Fachtagung leistet seit ihrer Gründung

einen großen Beitrag dazu, dass die Technologie-Kompetenz

in Deutschland im Dialog

zwischen den in der Rohrleitungsbranche

aktiven Unternehmen kommuniziert,

diskutiert ISBN: 978-3-7481-8275-7 und publiziert wird. Sie ist damit

eine der führenden Fachtagungen zum

Thema Rohrleitungsbau.

Abgerundet wird die Tagung durch eine

begleitende Fachausstellung in der sich die

führenden Unternehmen im Rohrleitungsbau

ebenso präsentieren, wie mittelständische

Nischenanbieter und Dienstleister aus

dem Software-Bereich.

LLwww.fdbr.de

Publications

Probleme beim Klimaproblem

• Sag mir, wie Du es mit dem

Klima hältst! Eike Roth

Alle CO 2 -Freisetzungen sofort einstellen!

Das ist für viele zur wichtigsten Forderung

überhaupt geworden. Jugendliche fürchten,

anderenfalls keine Zukunft zu haben.

Medien greifen das Thema begierig auf

und Politiker wetteifern um den Ruf, der

beste Klimaretter zu sein. Diskutiert, sogar

heftig gestritten, wird über das Wann und

das Wie der CO 2 -Reduzierung. Das Ob ist

tabu, darüber wäre sich die Wissenschaft

einig. Aber wenn man genauer hinsieht, ist

es mit dieser Einigkeit so weit nicht her.

Konsens gibt es darüber, dass das Klima

sich ändert, nicht aber über die Ursachen

und die Folgen.

Der Autor hat sich seit Jahrzehnten intensiv

mit dem Klimaproblem und Lösungsvorschlägen

hierzu beschäftigt. Im vorliegenden

Buch geht er sorgfältig und umfassend

der Frage nach, wo wirklich Konsens

besteht und wo nicht. Präzise und in gut

verständlicher Form wird dargelegt, welches

denn die noch offenen Fragen sind,

was dabei konkret noch offen ist und welche

Bedeutung dieses Offensein tatsächlich

hat. Die Analyse beginnt bei der Zielsetzung,

untersucht Größe und Geschwindigkeit

des anthropogenen Einflusses auf

das Klima, durchleuchtet mögliche andere

Ursachen des Klimawandels und erstreckt

sich auf die Erfolgsaussichten der beschlossenen

bzw. beabsichtigten Abhilfemaßnahmen.

Empfehlungen für das weitere Vorgehen

runden die Betrachtung ab.

Das Buch liefert in anschaulicher Weise

eine Fülle von Informationen, die ein besseres

Verständnis des Klimaproblems und

seiner Implikationen ermöglichen. Es erlaubt

dem Leser, sich eine fundierte eigene

Meinung zu bilden und möchte zur Versachlichung

der Diskussion beitragen.

• Paperback, 184 Seiten,

ISBN-13: 9783748182757,

Verlag: Books on Demand,

Erscheinungsdatum: 26.07.2019,

Sprache: Deutsch, 9,50 €

LLwww.bod.de

eurelectric

Power Barometer

Electricity brings light to the streets, it

powers our homes and factories. It is the

foundation of our daily lives and the backbone

of our society. Today, it becomes inherently

evident that it is the key solution

to decarbonise Europe.

The Barometer brings together compelling

evidence and data demonstrating our

sector’s steady pathway to carbon neutrality.

As we are marching towards a full decarbonisation,

with ever greater volumes of

renewables and a plummeting carbon intensity,

we are convinced that we can serve

Europe decrease its emissions drastically.

With the right measures, electricity can become

the solution to other sectors’ decarbonisation.

The new mandate of the EU institutions

will be a crunch time for policymakers and

industry to deliver on the commitments

made to the future generations. I invite you

to join us in exploring how the power of

electricity can transform our world.

eBook, 28 pages, free download,

https://bit.ly/2mNS0au

LLwww.eurelectric.org

40


VGB PowerTech 9 l 2019

VGB-KONFERENZ

Publications

CHEMIE IM KRAFTWERK 2019

mit Fachausstellung

22. BIS 24. OKTOBER 2019 IN WÜRZBURG

VENUE

Maritim Hotel Würzburg

Pleichertorstraße 5

97070 Würzburg

L www.maritim.de

Die Vorstellung der Chemie im digitalen Zeitalter bildet den

Auftakt für die 55. Chemiekonferenz. Des Weiteren werden

neue und aktuelle Aspekte der Kondensat- und Wasseraufbereitung

vorgestellt, wobei auch auf die Problematik

von TOC sowie die Kondensatorreinigung eingegangen

wird.

Für den Betrieb des Wasser-Dampf-Kreislaufs, gerade bei

der zyklischen Fahrweise, wird auf die Bedeutung des Parameters

Gesamt-Eisen hingewiesen und auf ein altbekanntes,

aber oftmals unterschätztes Problem des Tröpfchenmitrisses

aus der Trommel eingegangen. Von diversen

Erfahrungen mit Aminen wird berichtet, und die Auswirkung

von verbrennungsseitigen Problemen auf den WDK

wird vorgestellt.

Für den Bereich der Mikrobiologie in Kühlkreisläufen gibt

es Informationen zur Analytik und zum sicheren Betrieb.

Bei den chemischen Aspekten in Nuklearanlagen geht es

um Inbetriebnahme und Dekontamination sowie Leitfähigkeitsmessung

und Kalkausfällungen im Turbinenkondensator.

Zum Thema Brennstoffe wird der Einfluss von Feuchtigkeit

auf die Fließfähigkeit sowie Lösungen zur Verminderung

von Staub emissionen vorgestellt.

Die Konferenz wird wieder von einer interessanten Fachausstellung

im Foyer begleitet.

ONLINEANMELDUNG

L www.vgb.org/registration_cikw19.html

ab

18:00

from

18:00

DIENSTAG, 22. OKTOBER 2019

TUESDAY, 22 OCTOBER 2019

Get-Together in der Ausstellung

Get-Together in the exhibition hall

Swan Systeme AG lädt alle

Konferenzteilnehmer zum zwanglosen Treffen ein.

Swan Systeme AG invites all

participants to a Get-Together in the exhibition area.

MITTWOCH, 23. OKTOBER 2019

WEDNESDAY, 23 OCTOBER 2019

09:00 Begrüßung, Eröffnung – Welcome, Opening

09:10

V 1

09:30

V 02

09:50

V 03

Diskussionsleitung/Chairman: V 01 – V 03

Walter Hoffmann, RWE Power AG, Grevenbroich/Germany

Kondensatreinigung: es geht auch ohne Mischbett

oder nachgeschaltetem Kationenaustauscher;

Erfahrungen aus teilweise jahrzehntelangem Betrieb

mit der Konfiguration Filtration – Kationenaustauscher

– Anionenaustauscher in vielen Industrieanlagen

Condensate polishing: It works without a mixed bed or

a downstream cation exchanger; Experience gained from

operation over several decades with the configuration:

filtration – cation exchanger – anion exchanger

in many industrial plants

C. Holl, Hydro-Engineering GmbH, Mülheim/Germany

Linking water chemistry with power plant performance

via digital data analytics

Verknüpfung der Wasserchemie mit der

Kraftwerksleistung über digitale Datenanalyse

L. Barre, Nalco Water, Arcueil/France, R. Carter,

Nalco Water, Northwich/UK, M. Gutsch,

Nalco Deutschland GmbH, Frankfurt/Germany

Verwaltung und Auswertung von UO-Anlagendaten

zur optimalen Prozesskontrolle

Management and analysis of RO process data

for optimal process control

U. Dölchow, IAB Ionenaustauscher Bitterfeld GmbH,

Bitterfeld-Wolfen/Germany,

J. Lipnizki, Lanxess Deutschland GmbH,

Cologne/Germany

10:10 Pause/Break

ONLINE REGISTRATION

L www.vgb.org/en/registration_cikw19.html

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41


Publications VGB PowerTech 9 l 2019

VGB-KONFERENZ

CHEMIE IM KRAFTWERK 2019

11:00

V 04

11:20

V 05

11:40

V 06

Diskussionsleitung/Chairman: V 04 – V 06

Dr. Anne Wiesel, EnBW AG, Altbach/Germany

How can combustion side problems impact

steam/water quality?

Wie können sich verbrennungsseitige Probleme

auf die Dampf-/Wasserqualität auswirken?

M. Nielsen, F. Fogh, Ørsted Bioenergy &

Thermal Power A/S, Fredericia/Denmark

Effect of moisture types on fuel flowability

Effekt von Feuchtigkeitsarten auf

die Fließfähigkeit von Brennstoffen

V. Barišić, J. Podbaronova, K. Peltola, Patrycja Slotte,

Sumitomo SHI FW Energia Oy, Varkaus/Finland,

P. Leśniewski, M. Klajny, Sumitomo SHI FW Energia

Polska Sp. z o.o., Sosnowiec/Poland

Lösungen zur Staubkontrolle und Schüttgutbehandlung

Solutions for dust control and treatment of bulk solids

T. Rudolph, B. Otzisk, M. Urschey,

Kurita Europe GmbH, Viersen/Germany

12:00 Pause/Break – Lunch in the exhibition area

Diskussionsleitung/Chairman: V 07 – V 10

Dr. Klaus Kufferath, Netzgesellschaft Düsseldorf, Germany

13:30

V 07

13:50

V 08

14:10

V 09

14:30

V 10

TOC Problematik bei der Produktion von Kesselwasser

TOC problems in the production of boiler water

H.-J. Wedemeyer,

LANXESS Deutschland GmbH, Leverkusen/Germany

Tröpfchenmitriss (carry over) aus der Trommel,

ein altbekanntes heutzutage aber vergessenes

und unterschätztes Phänomen

Carry over from the drum, a well known but nowadays

forgotten and underestimated phenomenon

C. Holl, Hydro-Engineering GmbH, Mülheim/Germany

Der Ammonium-Zyklus in der KRA ist tatsächlich

nutzbar! Aber wie?

Ammonia cycle is indeed utilisable in CPPs! But how?

D. Mauer, MionTEC GmbH, Leverkusen/Germany

Betrieb einer KRA im Ammoniumzyklus

NH 4 cycle operation of CPP

K. List, M. Masiorek, H. Jahr, Veolia Water

Technologies Deutschland GmbH, Celle/Germany

14:50 Pause/Break

Diskussionsleitung/Chairman: V 11 – V 13

Dr. Timo Stoll, Kernkraftwerk Lippe-Ems, Lingen/Germany

15:20

V 11

15:40

V 12

Weiterentwicklung der Online Hotwell-Leitfähigkeitsüberwachung

im Kernkraftwerk Beznau

Improving condenser hotwell online conductivity

monitoring in Beznau NPP

L. Johannson, I. Mailand, P. Franz, Axpo Power AG,

Kernkraftwerk Beznau, Döttingen/Switzerland

Primärkreisdekontamination im KKW Biblis

Primary circuit decontamination in the Biblis NPP

D. Nieder, J. Börner, RWE Nuclear GmbH,

Biblis/Germany, D. Jordan, Safetec GmbH,

Heidelberg/Germany, A. Prüllage, L. Schneider, Siempelkamp

NIS Ingenieurgesellschaft mbH, Alzenau/Germany

16:00

V 13

Commissioning of NPP Mochovce 3 – Hot functional

tests – primary circuit surface preconditioning

Inbetriebnahme des KKW Mochovce 3 – heiße Funktionstests

– Oberflächen-Vorkonditionierung im Primärkreislauf

P. Kůs, Martin Skala, Research centre Řež, M. Kronďák,

A. Kobzová, ÚJV Řež, Husinec/Czech Republic,

Št. Tkáč, J. Mihóková, Slovenské elektrárne, a.s.,

Mochovce/Slovakia

16:20 Pause/Break

Diskussionsleitung/Chairman: V 14 – V 16

Dr. Folmer Fogh, Ørsted Thermal Power A/S,

Fredericia/Denmark

16:50

V 14

17:10

V 15

17:30

V 16

Kalkausfällungen im Turbinenkondensator

KKW Grohnde

Lime precipitation in the turbine condenser NPP Grohnde

S. Hahn, F. Loges, Gemeinschaftskernkraftwerk

Grohnde GmbH & Co. oHG, Emmerthal/Germany,

W. Czolkoss, VGB PowerTech e.V., Essen/Germany

Process condensate re-use – a journey of challenges

Wiederverwendung von Prozesskondensat

– eine Reise der Herausforderungen

J. Trampé, P. van Hartingsveldt, Evides Industrial Water

B.V., Rotterdam/The Netherlands,

M. Slagt, Dupont Water Solutions,

Terneuzen/The Netherlands

New technology of chemical foam cleaning of

condensers as an excellent alternative to chemical

circulation cleaning, hydrodynamic cleaning or bullet

scrapers shooting methods

Neue Technologie der chemischen Schaumreinigung

von Kondensatoren als hervorragende Alternative

zur chemischen Zirkulations-, hydrodynamischenoder

Kugelreinigung

M. Wojciech, P. Gawron, N. Cong Thanh,

Ecol Sp. z o.o., Rybnik/Poland,

Charles Danny Foster, Ecol North America LLC/USA

17:50 Ende des ersten Konferenztages

End of the first conference day

18:30 Abendveranstaltung im Bürgerspital Weinstuben

mit freundlicher Unterstützung

von Kurita Europe GmbH und Purolite GmbH.

09:40

V 17

Evening event at Bürgerspital Weinstuben

kindly supported by Kurita Europe GmbH

and Purolite GmbH

DONNERSTAG, 24. OKTOBER 2019

THURSDAY, 24 OCTOBER 2019

Diskussionsleitung/Chairman: V 17 – V 20

Dr. Thomas Linsmeyer, Energie AG Oberösterreich, Gmunden/Austria

Gesamt-Eisen, ein unterschätzter Parameter

bei zyklischem Anlagenbetrieb

Total iron, the underestimated parameter

in cycling operation plants

M. Rziha, PPCHEM AG, Hinwil/Switzerland

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

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

42


VGB PowerTech 9 l 2019

VGB-KONFERENZ

CHEMIE IM KRAFTWERK 2019

Publications

09:20

V 18

09:10

V 19

10:00

V 20

Betriebserfahrungen im Einsatz der EDI Technologie

zur Messung der Säureleitfähigkeit im Wasserdampfkreislauf

Operating experience in the use of EDI technology for the

measurement of acid conductivity in the water steam cycle

L. Staub, SWAN Analytische Instrumente AG,

Hinwil/Switzerland,

M. Däuscher, Stadtwerke Winterthur,

Winterthur/Switzerland

Chemistry in the digital age

Chemie im digitalen Zeitalter

A. Senécat, ENGIE Laborelec, Linkebeek/Belgium

Biofouling Adieu? Drei Jahre Erfahrung mit einer

neuen Generation von biofouling-resistenten Membranen

für die Aufbereitung von Kesselspeisewasser

Goodby biofouling? Three years experience with

a new generation of biofouling resistant reverse

osmosis elements applied in a demin water plant

J. Henkel, DuPont Water Solutions,

Rheinmünster/Germany,

V. Toussaint, Evides Industriewater,

Rotterdam/The Netherlands

10:20 Pause/Break

Diskussionsleitung/Chairman: V 21 – V 24

Michael Rziha, PPCHEM AG, Hinwil/Switzerland

11:10

V 21

11:30

V 22

11:50

V 23

12:10

V 24

Membrane performance following five years of

continuous use of hydro-optic UV dechlorination

at Bowen power plant

Membranleistung nach fünf Jahren kontinuierlicher

Nutzung der hydrooptischen UV-Entchlorung im

Kraftwerk Bowen

J. Engeling, Atlantium Technologies, Bad Salzuflen/Germany,

Y. Rozenberg, Atlantium Technologies, Tuv Industrial

Park, Beit Shemesh/Israel

42. BImSchV – ein Rückblick aus der Sicht

eines Sachverständigen

42 nd BImSchV – a review from the viewpoint of an expert

M. Weber, Calyptics, Frankfurt/Germany

Mikrobiologische Analysen von Kühlwasser 2.0

Microbiological analytic of cooling water 2.0

H. Lindner, Lindner AUDi, Bochum/Germany

Sicherer Betrieb – Kühlkreisläufe im Kraftwerksbereich

Safe operation – cooling cycles in power plants

J. Koppe, MOL Katalysatortechnik GmbH,

Schkopau/Germany

12:30 Pause/Break – Lunch in the exhibition area

Diskussionsleitung/Chairman: V 25 – V 29

Walter Hoffmann, RWE Power AG,

Grevenbroich/Germany

13:30

V 25

Neue automatische Online-ATP-Messungen zur

Echtzeitüberwachung von mikrobiologischem

Wachstum in Kühlwasserkreisläufen

New automatic online ATP measurements for real-time

monitoring of microbiological growth in cooling water

P. Bringsken, Hach Lange GmbH, Düsseldorf/Germany

13:50

V 26

14:10

V 27

14:20

V 28

14:50

V 29

Measurement challenges and solutions around

pH buffering and film forming amines/products

Messherausforderungen und Lösungen rund

um pH-Pufferung und filmbildende Amine

K. Buecher, Mettler Toledo Thornton, Billerica, MA/USA

Elimination of 2-phase FAC on a cycling

800 MW CCGT power station

Eliminierung der 2-Phasen Erosionskorrosion

in einem zyklischen 800 MW GuD-Kraftwerk

M. Jansen, A. Verstraeten, Anodamine Europe,

Helmond/The Netherlands

Decommissioning of a 340 MW CCGT with surface

active chemistry – results after 1.5 years

Außerbetriebnahme eines 340 MW GuD mit oberflächenaktiver

Chemie – Ergebnisse nach eineinhalb Jahren

A. Verstraeten, M. Jansen, Anodamine Europe,

Helmond/The Netherlands

Kontinuität des Produktionszyklus während geplanter

Wartungs- und Sanierungsarbeiten

Continuity of the production cycle during planned

maintenance and renovation work

M. Geisthövel, Veolia Mobile Water Services,

Celle/Germany

15:10 Schlusswort

Closing speech

15:20 Ende der Konferenz/End of conference

ORGANISATORISCHE HINWEISE

VERANSTALTUNGSORT

Maritim Hotel Würzburg

Pleichertorstraße 5

97070 Würzburg

KONFERENZSPRACHEN

Deutsch und Englisch (mit Simultanübersetzung)

ANMELDUNG | ONLINE

www.vgb.org/registration_cikw19.html

bis zum 4. Oktober 2019 (Redaktionsschluss des Teilnehmerverzeichnisses,

spätere Anmeldung, auch vor Ort, möglich).

TEILNEHMERGEBÜHREN/HINWEISE

VGB-Mitglieder € 750,00

Nichtmitglieder € 890,00

Hochschule, Behörde, Pensionäre € 390,00

TAGUNGSBÜRO

Das Tagungsbüro befindet sich im Franconiafoyer des Congress Centers.

Öffnungszeiten:

22. Oktober 2019, 17:30 – 21:00

23. Oktober 2019, 08:00 – 18:00

24. Oktober 2019, 08:00 – 15:30

Telefon: +49 931 3053-751

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

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

43


VGB-Kogress 2019: Eröffnungsrede VGB PowerTech 9 l 2019

VGB Kongress 2019

Eröffnungsrede Salzburg, 4. September 2019

Hans Bünting

Abstract

VGB Kongress 2019

Eröffnungsrede Salzburg, 4. September 2019

Hans Bünting

l

The next VGB Congress will take place in

Essen, Germany, 9 and 10 September 2020

under the motto:

100 Years VGB

Der nächste VGB-Kongress findet statt am

9. und 10. September 2020 in Essen,

Deutschland unter dem Motto:

100 Years VGB

SAVE THE DATE

VGB CONGRESS 2020

100 YEARS VGB

ESSEN, GERMANY

9 AND 10 SEPTEMBER 2020

l Recent and interesting information on energy supply.

l 100 years of VGB. Future challenges and their solutions.

l You too can benefit from expertise and exchange with the community.

Further information:

www.vgb.org/en/kongress_2020.html

Photos ©:Grand Hall

Autor

Dr. Hans Bünting

Vorsitzender des Vorstands des

VGB PowerTech e.V.*

Essen, Deuschland

bis 4. September 2019

Information on participation: Ines Moors

Phone: +49 201 8128-274 E-mail: vgb-congress@vgb.org

Information on the exhibition: Angela Langen

Phone: +49 201 8128-310 E-mail: angela.langen@vgb.org

Liebe Kolleginnen und Kollegen,

für meine Person – und ich denke für viele

von Ihnen – kann ich sagen: Wir wurden

hier toll aufgenommen in Österreich!

In diesem Sinne auch herzlich Willkommen

––

an den stellvertretenden Landeshauptmann

Dr. Heinrich Schellhorn,

––

an die stellvertretende Bürgermeisterin

der Stadt Salzburg, Dr. Babara Unterkofler

––

und an Herrn Dr. Leonhart Schitter als

Präsidenten von Österreichs Energie.

Meine Damen und Herren,

wir haben Ihnen ein buntes und inhaltlich

prall gefülltes Programm zusammengeschnürt.

Zumindest für ein paar Tage machen

wir Salzburg damit zur Hauptstadt

der Stromerzeugung. Das trägt sicher bei

zum ohnehin schon großen Facettenreichtum

dieser Stadt.

Die Mozartstadt Salzburg – wir alle kennen

sie vor allem als kulturelles Epizentrum.

Salzburg hat sich daher auch gegen

eine Kandidatur als europäische Kulturhauptstadt

2024 entschieden. Das

wäre ja auch so, wie Eulen nach Athen zu

tragen.

Es lohnt sich allerdings auch, hinter die barocken

Fassaden dieser Stadt zu schauen.

Denn dahinter verbergen sich Digitalisierung,

nachhaltige Energiegewinnung und

smarte Wohnkonzepte – nicht anders als in

anderen modernen Metropolen.

„Modern“ ist das Stichwort. Wir leben in

Zeiten des Wandels. Weltweite Vernetzung

und immer kürzere Innovationszyklen treiben

die Modernisierung voran. Und wir

haben uns schnell daran gewöhnt.

Flugtickets auf dem Smartphone und digitale

Fahrpläne beispielsweise sind heute

normal geworden; Sie werden sich auf Ihrem

Weg nach Salzburg kaum darüber gewundert

haben. Etwas zynisch könnte man

ergänzen: Schön, dass Sie trotzdem hier

angekommen sind!

So lustig sich das anhören mag, das ist keinesfalls

selbstverständlich. Großbritannien

beispielsweise war Anfang August

Schauplatz eines riesigen Chaos – und das

hatte ausnahmsweise nichts mit dem Brexit

zu tun.

Der Grund war ein Stromausfall, der Verkehr

und Mobilfunknetz lahmlegte. Mitten

im Berufsverkehr waren zahlreiche Züge

und auch Flughäfen betroffen, hunderttausende

Haushalte und sogar Krankenhäuser.

Ja, wir leben in einer Welt technologischer

Vernetzung und Automatisierung. Und diese

Welt braucht neben Daten vor allem eines:

Eine zu jeder Zeit und in jedem Fall

verlässliche Energieversorgung.

Dafür stehen der VGB Power Tech und seine

Mitgliedsunternehmen seit seiner Gründung.

Und dafür stehen wir auch in Zukunft.

VGB Kongress 2019 in Salzburg.

Eröffnungsrede des VGB-Vorsitzenden

Hans Bünting.

Der VGB hat seine Wurzeln in der konventionellen

Stromerzeugung. Und als Kraftwerksbetreiber

haben wir uns in der Vergangenheit

meist mit den Konstanten des

Energiesystems beschäftigt. Doch mit jedem

großen Kraftwerk, das vom Netz geht,

wird es weniger Konstanten geben. Und

mit jeder erneuerbaren Erzeugungsanlage

sind es mehr Variablen.

Der VGB bekennt sich ausdrücklich zur

Energiewende. Und wir wollen unsere technische

Expertise einsetzen, um auch unter

veränderten Rahmenbedingungen eine

nachhaltige Energieversorgung zu gewährleisten

– und mit nachhaltig meinen wir:

wirtschaftlich, sicher und umweltfreundlich.

Für uns als VGB heißt das: Wir müssen uns

verstärkt mit den Variablen unseres zu-

44


VGB PowerTech 9 l 2019

VGB-Kogress 2019: Eröffnungsrede

künftigen Energiesystems beschäftigen.

Und das tun wir nicht zuletzt auch mit der

heutigen Konferenz.

Wo also stehen wir mit der Energiewende?

Meine Damen und Herren,

ganz klar: Die Dekarbonisierung ist der

weltweite energiewirtschaftliche Megatrend

dieser Zeit. Einzelne Länder mögen

mal ausscheren oder noch zögern – ich

weiß. Aber der im Pariser Klimaabkommen

verbriefte Konsens bleibt stabil. Ziel ist es,

die globale Erderwärmung gegenüber dem

vorindustriellen Zeitalter auf deutlich unter

2 °C zu begrenzen – möglichst auf maximal

1,5 °C.

Entsprechend ambitioniert sind vor diesem

Hintergrund die CO 2 -Minderungsziele hier

in Europa. Bereits seit 2014 bestand das

Ziel, die Emissionen bis 2030 auf 40 Prozent

gegenüber 1990 zu senken. Im Anschluss

an Paris haben sich die EU-Staaten

dann auf das Ziel weitgehender Klimaneutralität

bis 2050 verständigt. Bis dahin soll

der Treibhausgasausstoß auf 80 bis 95 Prozent

gegenüber 1990 gesenkt werden. Die

jeweiligen nationalen Klimaschutzpläne

der Mitgliedsstaaten sollen zu diesen Zielen

beitragen.

Auch der Ausbau erneuerbarer Energien

als wesentlicher Hebel zur Treibhausgasemission

kommt gut voran. Deutschland

zum Beispiel deckt bereits etwa 38 Prozent

seines Strombedarfs aus Erneuerbaren.

Andere Staaten sind noch ein ganzes Stück

weiter.

Und noch etwas ist auffällig: Der technologische

Fortschritt der vergangenen Jahre

kommt immer mehr zum Tragen. Neben

der schon seit Jahrhunderten wettbewerbsfähigen

Erzeugung aus Wasserkraft

ist in wettertechnisch besonders geeigneten

Regionen auch die Energieerzeugung

aus Wind und Sonne bereits ohne staatliche

Förderung marktfähig.

Trotz oder gerade wegen der Erfolgsgeschichte

der Erneuerbaren rückt ein Thema

wieder nach oben auf die Agenda: Das

Thema Energiesicherheit.

Der jüngste, flächendeckende Blackout in

Großbritannien war weltweit nur einer von

vielen. New York zum Beispiel war vor kurzem

Schauplatz eines ähnlichen Stromausfalls.

Und Südamerika war im ersten Halbjahr

2019 besonders betroffen. Die Gründe

mögen vielfältig gewesen sein, jedoch zeigen

diese Ereignisse wie abhängig unsere

Volkswirtschaften von einer sicheren Energieversorgung

sind.

Der Ausbau der Erneuerbaren macht unser

Energiesystem klimafreundlicher, aber

auch komplexer und damit anfälliger. Und

ich werde gleich noch darauf zurückkommen.

Doch zunächst nochmal zum Stand

der Energiewende.

Die Energiewende ist in vollem Gange,

meinen Sie? Nun, dass das hängt von der

Perspektive ab.

Nehmen wir Deutschland als Beispiel – immerhin

ein (selbsternannter) Vorreiter der

Energiewende.

Dort hakt es derzeit beim Ausbau der

Windkraft, und das Potenzial der Freiflächen-Photovoltaik

wird noch lange nicht

genutzt. Dennoch ist der bisherige Ausbau

der Erneuerbaren in Summe erfolgreich.

Problematisch ist nur, dass die bisherigen

Anstrengungen nicht ausreichen, um die

selbstgesteckten Klimaziele zu erreichen.

Das belegt der jüngste Fortschrittsbericht

der Bundesregierung.

VGB Kongress 2019 in Salzburg. Plenarsaal.

Bislang nämlich handelt es sich bei der

Energiewende eigentlich um eine Stromerzeugungswende.

Die anderen wichtigen

Sektoren – Verkehr, Gebäude- und Landwirtschaft

– tragen bislang kaum zur Reduktion

von CO 2 -Emissionen bei. Dies ist

allerdings dringend nötig, sollen die CO 2 -

Emissionen bis 2050 tatsächlich um 80-

95 Prozent reduziert werden. Die Stromerzeugung

ist schließlich nur für 40 Prozent

der CO 2 -Emissionen verantwortlich.

Die Politik ist also dringend aufgerufen,

den bislang auf die Energiewirtschaft verengten

Fokus auf andere Sektoren auszudehnen

– insbesondere auf den Verkehrssektor

und auf den Wärmemarkt. Auch hier

müssen konventionelle Energieträger

schrittweise ersetzt werden – und zwar

vornehmlich mit Strom aus Erneuerbaren

bzw. mit aus erneuerbarem Strom erzeugten

Energieträgern wie zum Beispiel Wasserstoff.

Das allerdings wird nur gelingen, wenn

Strom nicht unverhältnismäßig stark durch

Abgaben und Umlagen belastet wird. In

Deutschland aber ist das der Fall. Der staatlich

induzierte Preisanteil bei Strom ist

deutlich höher als bei Öl und Gas. So kann

es nicht weitergehen. Hier braucht es dringend

ein level playing field.

Die Sektorkopplung ist damit eine der

wichtigsten Herausforderungen im Rahmen

der Energiewende. Darum geht es

politisch. Und darum geht es technologisch.

An dieser Stelle übrigens schließt sich der

Kreis zum eingangs Gesagten. Denn die

Komplexität des Energiesystems wird

durch die Sektorkopplung noch einmal

deutlich erhöht. Doch diese Komplexität

kann auch eine Chance sein.

Klar, im Energiesystem der Zukunft gibt es

einen höheren Steuerungsbedarf. Doch

wenn wir es richtig anstellen, gibt es eben

auch mehr Möglichkeiten, zu steuern.

Technologische Innovationen machen aus

einer Gleichung mit vielen Variablen eine

Gleichung mit vielen Flexibilitäten!

Genau darum geht es auch beim Thema

dieser Veranstaltung.

––

„Innovationen in der Energieerzeugung“

können einzelne Anlagen umweltfreundlicher

und effizienter machen. Da geht es

um technische Verbesserung beim Neubau

von Anlagen und um Repowering.

––

Sie können neue Typen der Stromerzeugung

hervorbringen oder bestehende

weiterentwickeln. Aus Sicht von innogy

fällt mir da das Thema Solarfolie ein

oder auch Floating – also schwimmende

Offshore-Windparks.

––

Und „Innovationen in der Energieerzeugung“

können schließlich auch dazu beitragen,

Flexibilität für das Gesamtsystem

zu schaffen.

Früher war die Energieerzeugung eine Einbahnstraße.

Heute kommt es gewissermaßen

zum Gegenverkehr der Elektronen.

Und dieser Verkehr lässt sich durch Flexibilitäten

steuern.

45


VGB-Kogress 2019: Eröffnungsrede VGB PowerTech 9 l 2019

VGB Kongress 2019 in Salzburg: Verleihung des „VGB Innovation

Award 2019“ der VGB Forschungsstiftung an Dr. Marcel Richter

(Thema: Dynamic modelling of a coal-fired power plant for evaluation

of flexibility measures, 2.v.l) und Dr Meik Schlechtingen (Model-based

approach for wind turbine fault detection using SCADA data 2.v.r.)

durch den Vorsitzenden der Stiftung, Dr. Hans Bünting (l.) und den

Geschäftsführer des VGB PowerTech, Dr. Oliver Then (r.).

VGB Kongress 2019 in Salzburg. Anlässlich der Amtsübergabe des

Vorsitzes von Dr. Hans Bünting an Dr. Georgios Stamatelopoulos auf

dem VGB-Kongress wird Dr. Bünting (mitte) die Guilleaume-Gedenkmünze

des VGB für seinen Einsatz für die Energiewirtschaft verliehen.

Hubertus Altmann, 1. Stellvertretender Vorsitzender (l.) und Dr. Oliver

Then, VGB-Geschäftsführer, überreichen die Gedenkmünze und Urkunde

sowie die verbundene VGB-Ehrennadel in Gold.

Ein flexibles Gesamtsystem zeichnet sich

unter anderem aus...

––

durch unterschiedliche Speicherformen

und Speichervolumen,

––

eine smarte Steuerung verfügbarer

Strommengen, insbesondere im Bereich

der Verteilnetze

––

und ein auf Algorithmen basierendes

Demand-Side-Management im Umfeld

des Kunden.

Grundvoraussetzung für all das wiederum

ist die Möglichkeit, Einzelelemente flexibel

ansteuern zu können.

Gute Beispiele aus dem Bereich der Erneuerbaren

haben wir hier im alpinen Raum ja

quasi vor der Nase. Laufwasserkraftwerke

und leistungsstarke Speicheranlagen stehen

für stetige Erzeugung mit gleichzeitiger

Flexibilitätsoption.

Oder nehmen Sie ein Beispiel aus meiner

Heimat. Das Pumpspeicherkraftwerk Herdecke

zum Beispiel ist sicher keine Innovation

im klassischen Sinne. Schließlich wurde

vor wenigen Tagen sein 30. Geburtstag

gefeiert. Man kann es aber auf innovativem

Wege nutzen. Denn es lässt sich in 70 Sekunden

von Null auf Volllast fahren. Und

über 40.000-mal ist das bislang geschehen.

Vor dem Hintergrund der Energiesicherheit

wird aber auch die konventionelle

Stromerzeugung noch gebraucht – nicht

zuletzt als Backup für die naturgemäß volatilen

Erneuerbaren.

Innovationen im Kraftwerksbereich können

zur Nachhaltigkeit und Effizienz beitragen

– aber eben auch zur Flexibilisierung

der Energieversorgung. Und vieles ist

in den vergangenen Jahren auch schon geschehen.

Man erkennt das an:

––

häufigerem und schnellerem An- und

Abfahren

––

hohen Laständerungsgeschwindigkeiten

––

und einer oftmals geringen Mindestlast

bei hohem Wirkungsgrad und kurzen

Stillstandzeiten.

Auch konventionelle Anlagen müssen gut

und schnell ansteuer- bzw. regulierbar sein.

Und gerade in der Digitalisierung liegt hier

weiteres Potential.

Meine Damen und Herren,

ich glaube das bislang gesagte unterstreicht

eines ganz deutlich: Der VGB mit

seiner technologischen Expertise wird gebraucht.

Heute und in Zukunft.

Wir haben unsere Wurzeln im Bereich der

konventionellen Stromerzeugung. Aber

wir haben das Spektrum unserer Mitglieder

gerade in den vergangenen Jahren

deutlich erweitert.

Heute sind unsere Mitgliedsunternehmen…

…im Bereich der konventionellen und erneuerbaren

Stromerzeugung tätig,

…in der Wärme- und Kälteerzeugung,

…im Bereich der Energiespeicherung und

Sektorkopplung.

Jedes Mitglied ist wichtig, und alle werden

gebraucht.

Wir bekennen uns zu dem Ziel, unsere Gesellschaft

klimaneutral und nachhaltig

weiterzuentwickeln. Die Energiewende

stellt uns als Verband aber auch vor Herausforderungen.

Das Abschalten von Kraftwerksleistung bei

der Kernenergie und Kohle führt zu geringeren

Einnahmen durch Mitgliedsbeiträge.

Und als ich mein Amt vor 3 Jahren übernommen

habe, war ersichtlich, dass der

VGB in seiner damaligen Form nicht überlebensfähig

war.

Wir haben daher eine ganze Reihe von Maßnahmen

angestoßen, um dagegen zu steuern.

Insbesondere auf der Kostenseite gab es

erhebliche Potenziale, die zu heben waren.

Auch die Mitarbeiter leisten durch Verzicht

einen erheblichen Beitrag zur Zukunft des

VGB. Und ich möchte mich an dieser Stelle

bei Ihnen allen herzlich dafür bedanken, wie

Sie diesen Prozess mitgetragen haben.

Wir haben den VGB gemeinsam weiter geöffnet

in Richtung Erneuerbarer Energien

und dem damit verbundenen Mitgliederpotenzial.

Wir haben die Kostenbasis unseres

Verbandes drastisch reduziert. Und wir

haben uns einem neuen Leitbild verschrieben.

Dabei haben wir lohnenswerte und

ganz konkrete Ziele definiert.

Wir wollen uns in den kommenden Jahren

einsetzen:

––

für Betriebs- und Anlagensicherheit, sowie

Gesundheit und Sicherheit am Arbeitsplatz;

––

für Umweltverträglichkeit,

––

für Verfügbarkeit und Zuverlässigkeit sowie

auch wirtschaftliche Effizienz von

Anlagen;

––

für energietechnische Innovationen, einen

marktorientierten Ausbau der Erneuerbaren

und die Stabilität des Energiesystems.

Pünktlich vor seinem 100. Geburtstag im

kommenden Jahr haben wir den VGB damit

auf zukunftsfähige Beine gestellt. Oliver

Then wird in seinem Beitrag noch näher

darauf eingehen.

Meine Damen und Herren,

für mich persönlich ist mit dem diesjährigen

Kongress das Ende meines Amtes als

Vorsitzender des VGB gekommen. Im Zuge

der anstehenden gesellschaftsrechtlichen

Umstrukturierungen in der deutschen

Energiewirtschaft und damit auch zu erwartenden

persönlichen Änderungen habe

ich mich entschlossen, mein Amt an einen

Nachfolger zu übergeben, der konsequent

den neuen Weg des VGB fortsetzen wird.

Ich freue mich daher, dass wir mit Herrn

Dr. Georg Stamatelopoulos eine herausragende

Persönlichkeit der deutschen Energiewirtschaft

für dieses Amt gewinnen

konnten. Als Mitglied des Vorstands des

VGB kennt er den Verband bereits bestens.

Ich bitte Sie alle, ihn ebenso bei der Neuausrichtung

des VGB zu unterstützen wie

Sie es bei mir getan haben. Dafür möchte

ich mit bei allen Mitgliedern, meinen Vorstandskollegen

und dem gesamten VGB-

Team ganz herzlich bedanken!

Ihr Hans Bünting

l

46


VGB PowerTech 9 l 2019

Dynamic system simulation for new energy markets

Dynamic System Simulation for

New Energy Markets –

Optimization of a Coal Fired Power

Plant Start-up Procedure

Timm Hoppe, Jan Braune and Lasse Nielsen

Kurzfassung

Dynamische Systemsimulation für einen

sich wan-delnden Energiemarkt -

Optimiertes Anfahren eines

Kohlekraftwerks

Im Umfeld eines sich wandelnden Energiemarktes

ergeben sich neue Herausforderungen und

Betriebsweisen für konventionelle Kraftwerke,

welche die fluktuierende Einspeisung erneuerbarer

Energien teilweise kompensieren müssen.

Dynamische Systemsimulation kann als kostengünstiges

und unterstützendes Werkzeug in

allen Projektphasen genutzt werden, um Fragestellungen

zu beantworten, welche sich aus den

neuen Anforderungen ergeben.

Im Folgenden Beitrag wird die in Modelica programmierte

Kraftwerksbibliothek ClaRa+ und

ihre möglichen Einsatzbereiche vorgestellt. Die

Bibliothek entstand im Rahmen der vom Bundesministerium

für Wirtschaft und Energie geförderten

Projekte DYNCAP und DYNSTART.

Anhand des detaillierten Modells eines aktuellen

Steinkohlekraftwerks werden die Mög-lichkeiten

und Vorteile der dynamischen Systemsimulation

verdeutlicht. Im Rahmen des Anwendungsbeispiels

wird gezeigt, wie die vorgestellte

Software genutzt werden kann, um den Anfahrprozess

zu optimieren und so den Brennstoffverbrauch

zu reduzieren, ohne die Stressbelastung

in den dickwandigen Bauteilen zu erhöhen

und in den laufenden Betrieb der Anlage einzugreifen.

l

Authors

Timm Hoppe, M. Sc.

XRG Simulation GmbH

Hamburg, Germany

Jan Braune, M. Sc.

Institute of Energy Systems Hamburg

Hamburg, Germany

Dr.-Ing. Lasse Nielsen

TLK-Thermo GmbH

Braunschweig, Germany

Introduction

Electricity production from renewable energies,

such as wind and sun is continuously

increasing. The combination of their

fluctuating generation and priority feed-in

is resulting in new operating modes for

conventional power plants. Dynamic system

simulation can be used in all project

phases, from early design to optimization

during operation, to solve problems arising

from this changing energy market in a costefficient

manner.

The Modelica library ClaRa/ClaRa + for dynamical

simulation of power plants enables

the user to build up digital twins of different

kinds of power plants quickly and

efficiently. This is beneficial, for example,

to optimize the controller system, evaluate

concept variants, or even analyze potentially

dangerous or component-damaging

operation conditions without disturbing

the daily operation of the plant.

In the following, the ClaRa/ClaRa + library

is presented through a use case that deals

with the improvement of the start-up procedure

of a large-scale power plant.

In engineering projects, different modeling

and simulation techniques are often used

to gather information on an existing plant

or a new plant design. Steady state or flow

sheet simulators are used to coarsely simulate

a concept during the pre-design phase

in order to analyze its performance for different

layouts or to proof its feasibility under

the given market situation. Therefore,

the thermodynamic states at different

plant locations are calculated using heat

and mass balances mostly without detailed

information on geometry parameters.

A more detailed simulation technique is

the method of computational fluid dynamics

(CFD) in order to dynamically simulate

individual components or only parts of

them to obtain detailed information on the

distribution of temperatures and flows inside

a predefined geometry.

The methodology of dynamic system simulators

can be classified somewhere between

the two techniques mentioned

above. It is used to predict the dynamic behavior

of the plant using more information

about geometry than flow sheet calculations

but a coarser discretization scheme

than CFD. Such models can be used for a

broad scope of applications. Some examples

are given in section 2.3.

The ClaRa/ClaRa + library

In the following chapters the library ClaRa/

ClaRa+ will be described in more detail.

This includes the history of its development,

its structure and an introduction to

different fields of application in the form of

use cases.

Background

One of the most recent software tools in

the field of dynamical simulation of power

plants is the ClaRa + library, which is developed

since 2011 in a collaboration of Hamburg

University of Technology, TLK-Thermo

GmbH and XRG Simulation GmbH

within the DYNCAP 1 project. The first official

release version 1.0.0 dates from March

2015. The aim of this development was to

provide a software that is both suitable for

beginning and advanced users in the field

of system simulation. Within the follow-up

project Dynstart 2 , new features have been

added and the library was enhanced to

handle extra-low-loads as well as start-up

and shut-down processes. Out of the projects,

the commercial version ClaRa +

evolved with an extended scope, featuring,

for example, additional component models

and mediums, more detailed heat transfer

models as well as additional libraries for

controllers and grid components. A demo

version of this library is available at www.

powerplantsimulation.com

1

Funded by the German Ministry for Economic

Affairs and Energy under reference number

FKZ 03ET2009.

2

Funded by the German Ministry for Economic

Affairs and Energy under reference number

FKZ 03ET7060.

47


Dynamic system simulation for new energy markets VGB PowerTech 9 l 2019

The structure of the library follows a functional

approach and components of the

same functionality, for example heat exchangers

for different types of media, are

located within the same package. The component

models are used to build up cycle

models by drag and drop, which could then

be parametrized and simulated. The organization

of the library packages containing

these different types of models is explained

in the following section 2.2.

Modeling is usually based on a first-principle

modeling approach, capturing the important

physics and enabling the user to

model not only normal operation but also

failure cases as well as shut-down and startup

processes without violating physical

laws like mass and energy balances.

By using the object-oriented and equation

based modeling language Modelica, which

was developed to describe complex physical

systems, the already comprehensive

library can be easily extended by own models.

Fig. 1. Library structure of the ClaRa.

Library structure

F i g u r e 1 Verweisquelle konnte nicht gefunden

werden. gives an overview of the

library’s bundle structure. The ClaRaPlus

library is “the core” of the bundle. The UsersGuide

provides a brief introduction to

the library and information on the revisions.

The package Examples provides a

number of introductory examples making

new users familiar with the capabilities of

the library. The package Basics contains

basic models and other internally used

codes like functions, records and interfaces.

The package Components contains all

the component models required to build up

a power plant model, for example, turbo

machines and electrical machines, connecting

pipes, heat exchanger, mass storage

and steam separation, valves, coal

grinding, furnace, flue gas cleaning, gas

turbines, a cooling tower and sensors. The

package SubSystems contains some examples

for the definition of subsystems and

aims to introduce ideas for efficient teamwork.

The package Visualisation offers

possibilities to visualize the results. Finally,

the package StaticCycles contains simplified,

static and parameter-based models of

most of the power plant components.

The TSMedia is a comprehensive substance

property library which enables the

user to use different types of property models,

which were developed with a focus on

accuracy, robustness and computational

speed. A property model for pure Helmholtz

fundamental equations of state and

also table based spline interpolation is

available for real fluids (VLEFluids) like

water/steam. The interpolation data is

available for different substances, which

are recommendable concerning simulation

speed and simulation stability, see [Schulze

2014]. The flue gas is described by an ideal

gas-vapor mixture with ten substances, capable

to handle condensation of water. The

TSMedia features also numerous other mediums,

for example pure CO 2 or other substances

for ORC applications.

The ClaRa_DCS (Distributed Control Systems)

library enables fast and efficient

modeling of the power plant’s control system.

It provides ready-to-use feedback and

feedforward blocks and examples showing

their usage. Furthermore, it contains basic

mathematical, logical and continuous

blocks for custom controller modeling.

The ClaRa_Grid library contains electrical

components such as switches, consumer

grid models, transfer function based power

plant models and many more. These models

calculate the electrical boundary conditions

imposed by an island or a national

grid on the power plant.

In The following, different exemplary

fields of applications are described for

which the library could be applied.

Fields of application

The ClaRa + Software is used for a broad

scope of applications and can support all

project phases with dynamic simulations:

from the evaluation of concept variants to

component design, optimization of control

technology, virtual commissioning and optimization

during operation. In the following,

some use cases with references are presented:

––

System operation optimization. Classical

application of a digital twin. It enables experiments

which are not possible to conduct

in the real plant. The model can be

used, for example, to investigate different

load ramps, disturbances or malfunctions,

improve controller parameters and

conduct “what-if”- studies with changed

process design [Koltermann et al. 2018].

––

Development of control strategies. Advanced,

sophisticated control methods

and new control strategies can be studied

without interference of the real process.

The power plant model serves as a

test bench for different concepts [Gottelt

et al. 2012].

––

Design and verification of design. Components

can be designed and their sizing

verified within the process, under dynamic

conditions. New process design

concepts and their system integration

can be set up, their interconnection with

the control system and other parts of the

plant can be studied [Vojacek et al.

2019], [Richter et al. 2019].

––

Virtual commissioning. Prior to the commissioning

of a newly built plant, the

process model is combined with a model

of the decentralized controller system.

With help of this combined model, the

controller parameters can be pre-tuned,

shut-down and start-up sequences tested

and optimized, critical interferences of

controller loops identified and failure

scenarios investigated. In consequence,

the commissioning time can be significantly

reduced and production at site

starts earlier.

Even though the ClaRa was originally developed

for modeling and simulating conventional

coal fired power plants in combination

with carbon capture and storage

technology [Brunnemann et al. 2012],

nearly all possible types of thermal power

plants are featured with the current version

of ClaRa + . It allows modeling of lignite

and hard coal power plants, combined

cycle and cogeneration power plants with

different types of boilers (e.g. oncethrough

or natural circulation). With the

broad media data base of the TSMedia,

also other conversion cycles like supercritical

CO 2 or Organic Rankine cycles are within

the scope of the software. Due to the libraries

versatility and easy extendibility, it

was also used for modeling solar thermal

power plants and geothermal plants.

Use Case

Informative background

This study has been carried out within the

joint research project DYNSTART, which is

partly funded by the German Federal Ministry

for Economic Affairs and Energy and

three major energy suppliers. Besides enabling

the ClaRa library to simulate start-up

and shut-down procedures, its aim is to

find measures to flexibilize a state-of-theart

large scale power plant to be prepared

for its future role in the European energy

market. The study of one of these measures

is presented in the following.

Problem description

The use case presented deals with the fuel

consumption of a pulverized coal power

plant during its start-up procedure. Since

48


VGB PowerTech 9 l 2019

Dynamic system simulation for new energy markets

high primary air temperatures are needed

to dry the raw coal in the mills and a flue

gas temperature of around 600 °C is required

to ignite the coal dust in the steam

generator, a conventional coal fired power

plant cannot be started up from a cold state

by coal fire. Therefore, gas or heavy fuel oil

burners are additionally installed for ignition

and back-up. Both of these fuel types

are significantly more expensive than raw

coal. Hence, there is an incentive for the

operator to reduce the amount of back-up

fuel needed for start-up.

During start-up, when the back-up fuel

burners have been ignited, the process medium

is actuated in the evaporator by circulation

pumps. As temperatures rise, the

process medium starts boiling. The turbine

bypass stations are opened to limit the pressure

gradient in the system and to supply

cooling steam to the superheaters and reheaters.

Since the steam leaving the steam

generator carries a temperature- and pressure-dependent

amount of energy and is

precipitated in the condenser, it can be interpreted

as an energy loss. A reduction of

this loss can be achieved by reducing the

relative valve opening, causing a decreased

mass flow through the bypass station as

proposed by [Lens 2014]. Assuming a constant

heat input of the oil burners, this

would lead to a higher pressure gradient of

the process medium. Hence, the pressure

must be controlled by correcting the heat

input. Furthermore, a lowered steam mass

flow rate within the superheater and reheater

piping induces a potential risk of

overheating the material when the heat

fluxes on the flue gas side reach critical values.

Model development

To account for the above mentioned potentials

and risks, a detailed model of a hard

coal fired steam power plant is developed.

The ClaRa software provides generic models

for all process components of a power

plant. These models usually base on a firstprinciple

modeling approach, thus capturing

the important physics and enabling

part load, start-up and shut-down simulations.

The geometric data of a large scale

German power plant have been used to

parametrize these models.

The steam generator is discretized in 1D on

the water/steam and the flue gas side, enabling

the temperature and pressure distribution

along the flow path of the two mediums

to be captured. The discretization is

based on the functional areas of the steam

generator (e.g. economizer, burners, evaporator,

superheaters and reheaters). Each

functional area on the water/steam side is

represented by a pipe model. Each pipe is

thermally coupled via a wall model to the

corresponding functional area on the flue

gas side. One pipe model is added upstream

and another pipe model is added

downstream of each heat exchanger, representing

the distributor and header respec-

low Pressure Preheaters

Fig. 2. Screenshot from the ClaRa GUI.

Pressure,

temperature in p.u.

0.8

0.6

0.4

0.2

tively. The heat transfer between flue

gas and pipe walls is modeled using the

detailed heat transfer correlations for radiation

and convection provided by the library.

Spray injectors are considered as

ideal mixing volumes. The steam turbine

stages are modeled using Stodola’s

law. The system also includes models

for mills, a regenerative air preheater, fans

and simplified flue gas cleaning components.

The control system is implemented as required

for the simulation of start-up procedures.

The ClaRa_DCS provides the functional

blocks to build a digital twin of the

control system. Besides the fundamental

control structures (e.g. steam pressure

controller, feed water controller etc.), several

discrete switching actions take place,

especially during start-up (e.g. change fuel

from oil to coal fire in a burner level). These

switching actions are usually triggered by

so called step-chains, a simplified version

of which has been implemented in the

model using the Modelica StateGraph2 library.

To give an idea of the resulting model,

a screenshot of the graphical user interface

(GUI) is shown in F i g u r e 2 . This

figure shows the low pressure part of

the power plant model, including the

last turbine stages, the condensate system

and the low pressure preheaters with

Tow Pressure Turbine

Dimensionless time

condensing System

condensate Pump

T simulation T measurement p simulation p measurement

0

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

Fig. 3. Fluid temperature and pressure at the evaporator outlet.

their interconnections to the adjacent parts

of the power plant and to the control system.

Validation

The model is validated using measurement

data from a start-up procedure. F i g u r e 3

shows the fluid temperature and pressure

at the evaporator outlet.

In the beginning of the start-up, the model

tends to slightly overestimate fluid temperatures.

This is because the fluid in the simulation

is started under boiling conditions,

while the fluid in the reference plant is

slightly below the boiling temperature at

this time. In the following time, gradients

and absolute values show a good alignment

with measurement data. Larger differences

in fluid pressure between simulation

and measurement occur only in

the latter part of the time span shown.

Here, set values from the set point controller

have been simplified to reduce

the modeling effort. A more general evaluation

can be carried out as shown in F i g -

ure 4.

Here, simulation and measurement data

have been equidistantly discretized in time.

The difference between those values in a

certain time step is classified in the form of

a histogram. The more bulbous the histogram

and the smaller the maximum devia-

49


Dynamic system simulation for new energy markets VGB PowerTech 9 l 2019

∆T in p.u.

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0

-0.1

tion, the more accurately the model predicts

the reference plant. The black line

shown depicts the median of the deviation

during the simulation time span. 50 % of

the time the deviation is less than the dark

gray marked span (95 % for the light gray

marked area, respectively). The model

shows good overall agreement with the

measurement data, especially for the high

pressure components (ECOnomiser, EVAPorator,

SuperHeater). For those components,

the median has a maximum deviation

of 3 % of the nominal value. 50 % of

the time, the deviation is within -2 % and

+6 % of the nominal value. Similar diagrams

have been generated for pressure

and mass flow rates. In total, the model has

been qualified to predict the reference

plants behavior correctly.

Simulations

The results of the simulation concerning

live steam parameters are presented in

Figure 5.

In time step 0.04, the oil burners in burner

levels 1 and 2 are ignited and set to a constant

heat input. The bypass valves are

opened according to a specified procedure.

With the ongoing energy transfer into the

system, steam pressure and steam temperature

rise. The higher the steam pressure

gets, the more steam passes the bypass

valves resulting in an increasing steam

mass flow rate at the steam generator exit.

F i g u r e 6 shows the energy balance of the

steam generator during the gray marked

ECO D

ECO H

EVAP D

EVAP H

SH 1 H

SH 2 H

SH 3 H

SH 3 D

SH 4 D

SH 4 H

RH 1 H

RH 2 H

Component

Fig. 4. Histogram of the deviation between simulation and measurement temperature data for

different thick walled components of the steam generator.

Pressure, temperature,

mass flow rate in p.u.

1

0.5

steam pressure

steam mass flow rate

steam temperature

0

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

Dimensionless time

Fig. 5. Live steam parameters during start-up (reference case).

period of time in F i g u r e 5 , where the energy

storage term dU SG /dt is calculated via

equation 1.

(1)

Thermal power

in p.u.

1

0.5

In minute 0.14, the oil burner in level 2 is

superseded by coal fire. Hence, the oil heat

input is reduced in order to keep the overall

heat input constant at that level. In time

step 0.17, the steam turbine is set into operation

by slowly opening the turbine valve

to a defined value. It reaches a fully opened

state at time step 0.29. The energy storage

term of the steam generator shows a major

peak in the beginning of the start-up procedure.

In the following minutes, it settles

down to 0. Around time step 0.125, the

steam generator is completely warmed.

The heat input fed into the system no longer

has a positive effect on the start-up procedure

and is directly dissipated in the condenser.

The surplus energy fed into the

system is marked in gray in F i g u r e 6 .

In a second simulation run (see F i g -

u r e 7 ), the relative opening of the turbine

bypass is lowered and kept constant

throughout the first 0.09 time steps of the

start-up routine. The oil heat input is controlled

by a simple control circuit in a way

that the pressure gradient in the steam generator

is the same as in the reference case.

Due to the reduced mass flow leaving the

system, the heat input approaches the energy

storage in the steam generator. Around

time step 0.13, the bypass valve is opened

with a constant gradient to increase the oil

heat input. This approach was used to make

the system converge with the reference

case. The gray marked area in F i g u r e 7,

again, depicts the surplus energy fed into

the system. Compared to the reference case

in terms of heavy fuel oil usage, a reduction

of around 22 % can be reached.

To account for lifetime consumption, a postprocessing

routine based on [DIN 12952]

is implemented. The cyclic strain fatigue is

calculated using the sum of pressure induced

stresses (see equation 2)

(2)

and temperature gradient induced stresses

(see equation 3)

dU SG /dt

total thermal input

thermal input oil

thermal input turbine

surplus thermal energy

0

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4

Dimensionless time

Fig. 6. Energy balance of the steam generator (reference case).

Thermal power

in p.u.

1

0.5

dU SG /dt

total thermal input

thermal input oil

thermal input turbine

surplus thermal energy

0

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4

Dimensionless time

Fig. 7. Energy balance of the steam generator (alternative control case).

50


VGB PowerTech 9 l 2019

Dynamic system simulation for new energy markets

1

0.8

max. σ in p.u.

0.6

0.4

0.2

reference

alt. control conecpt

0

(3)

F i g u r e 8 illustrates a relative comparison

of the maximum stress range (see

equation 4)

(4)

of the two scenarios presented, as this is a

good indicator for cyclic strain fatigue. For

all components shown, the alternative control

concept causes a lower maximum

stress range. Therefore, savings in fuel

costs are not counteracted by increased

maintenance costs.

Conclusion

Simulation techniques can be used as a

cost-effective method to support engineering

projects during all project phases by

creating a digital twin of a power plant providing

more information about the system

than measurements. Therefore, this paper

discusses the current status of the ClaRa +

library and gives an overview of its overall

scope and possibilities. As application example,

a use case is presented which shows

the potential of dynamic system simulation

and how it is applied to improve the startup

procedure of a large scale power plant.

For the use case, a detailed model of a

state-of-the-art hard coal fired power plant

is used, which is developed using the ClaRa

library and validated against measurement

data. In this paper, a measure to improve

start-up procedures, as proposed by [Lens

ECO D

ECO H

EVAP D

EVAP H

SEP

SH 1 D

SH 1 H

SH 2 D

SH 2 H

SH 3 D

SH 3 H

Component

SH 4 D

SH 4 H

Fig. 8. Relative comparison of the maximum stress range of the two scenarios.

2014], is implemented and evaluated concerning

savings in fuel consumption and

cyclic strain fatigue on thick walled components.

It is shown that, with the proposed

changes in the control structures, up to

22 % of heavy fuel oil could be saved during

start-up, keeping cyclic strain fatigue

on thick walled components constant or

lowered compared to the reference case.

Besides start-up procedures, the model is

also used to simulate load changes in the

upper load range to investigate the effects

of higher load gradients on the plant’s dynamic

behavior and the wall stresses of

crucial components. Also in the upper load

range, the model allows to investigate the

plant’s capability to provide secondary

control reserve depending on different

control strategies of the coal mills. Additionally,

advanced control strategies

like model predictive control (MPC) and

multiple-input-multiple-output-controllers

(MIMO) are implemented and evaluated

using the model. Furthermore, strongly

modified versions of the model are used as

a basis for the modeling of CCS power

plants.

A demo version of the presented library is

available at www.powerplantsimulation.

com.

Acknowledgements

RH 1 D

RH 1 H

RH 2 D

RH 2 H

This research project has been supported

by the German Federal Ministry for Economic

Affairs and Energy (project number

03ET7060) which is greatly acknowledged.

Literatur

[Brunnemann et al. 2012] Brunnemann, J., Gottelt,

F., Wellner, K., Renz, A., Thüring, A.,

Röder, V., Hasenbein, C., Schulze, C.,

Schmitz, G, Eiden, J: “Status of ClaRaCCS:

Modelling and Simulation of Coal-Fired Power

Plants with CO 2 capture”, 9th Modelica

Conference, München, 2012.

[DIN 12952] DIN EN 12952-3:2011: „Wasserrohrkessel

und Anlagenkomponenten – Teil 3:

Konstruktion und Berechnung für drucktragende

Kesselteile“, Deutsche Fassung EN

12952-3:2011.

[Gottelt et al. 2012] Gottelt, F., Wellner, K., Roeder,

V., Brunnemann, J., Schmitz, G., Kather,

A.: “A Unified Control Scheme for Coal-Fired

Power Plants with Integrated Post Combustion

CO 2 Capture“ Proceedings of the In 8th IFAC

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[Koltermann et al. 2018] Koltermann, J.,

Meinke, S., Prause, H., Hübel, M., Hassel, E.,

„Bewertung der dynamischen Fahrweise eines

Braunkohlekraftwerkes mithilfe von zeitlich

hochaufgelösten Messdaten und eines instationären

Prozessmodells“, 50. Kraftwerkstechnisches

Kolloquium 2018, Dresden.

[Lens 2014] Lens, J.: „Optimierung des Anfahrvorgangs

eines Steinkohlekraftwerks, in

Kraftwerkstechnik 2014: Strategien, Anlagentechnik

und Betrieb“, [Beiträge des 46. Kraftwerkstechnischen

Kolloquiums am 14. und

15. Oktober 2014 in Dresden], 2014.

[Richter et al. 2019] Richter, M., Oeljeklaus, G.,

Görner, K.: “Improving the load flexibility of

coal-fired power plants by the integration of a

thermal energy storage“, Applied Energy, Volume

236, 15 February 2019, Pages 607-621.

[Schulze 2014] Schulze, C.: “A Contribution to

Numerically Efficient Modelling of Thermodynamic

Systems”, PhD thesis, Technische Universität

Braunschweig, 2014.

[Vojacek et al. 2019] Vojacek, A., Dostal, V., Gottelt,

F., Rohde, M., Melichar, T.: “Performance

Test of the Air-Cooled Finned-Tube Supercritical

CO 2 Sink Heat Exchanger”,

ASME. Journal of Thermal Science and Engineering

Applications, 2019,11(3):031014-

031014-11. doi:10.1115/1.4041686. l

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51


Wasserkraft – Bedarfsgerechte Instandhaltung VGB PowerTech 9 l 2019

Wasserkraft – Bedarfsgerechte

Instandhaltung

Abstract

Hydropower – Demand-oriented

maintenance

Whereas in the past the power plants were constantly

monitored by operating personnel, today

this monitoring is carried out by technical

systems which, provided the necessary maintenance

and inspection work is carried out, are

intended to guarantee maximum operational

safety. Careful maintenance, sensible planning

of inspection periods, an appropriate

spare parts store and timely repair and renewal

of the plants ensure high availability and lay

the foundation for economical energy generation.

l

Wurden in der Vergangenheit die Kraftwerke

ständig vom Betriebspersonal überwacht,

wird diese Überwachung heute von technischen

Systemen übernommen, die, vorausgesetzt

die Wartungs- und Inspektionsarbeiten

werden in notwendigem Maße durchgeführt,

ein Maximum an Betriebssicherheit garantieren

sollen. Ein sorgfältiger Unterhalt, eine

sinnvolle Planung von Revisionszeiträumen,

ein angemessenes Ersatzteillager und die

rechtzeitige Instandsetzung und Erneuerung

der Anlagen sichern eine hohe Verfügbarkeit

und legen den Grundstein für eine wirtschaftliche

Energieerzeugung.

Anlagensicherheit als vorrangiges

Ziel

Bei der Anlagensicherheit geht es darum,

schädliche Einwirkung verfahrenstechnischer

Anlagen auf den Menschen, die Umwelt

und Sachwerte zu vermeiden. Sie

stützt sich auf das Verfahrenskonzept sowie

begleitende technische und organisatorische

Maßnahmen.

Zum Erhalt der Anlagensicherheit sind

nicht nur einzelne Gesetze oder Normen

einzuhalten, sondern der Betreiber hat

vielmehr eine Vielzahl von Pflichten zu erfüllen,

die sich beispielsweise aus dem

Wasserhaushaltsgesetz, der Umweltverträglichkeitsprüfung,

der Betriebssicherheitsverordnung

oder den Unfallverhütungsvorschriften

ergeben.

Anlagensicherheit und Anlageneffizienz

entstehen aus der Wahrung mindestens

folgender Aspekte:

––

geeignete, integrierte Sicherheitstechnik

––

sorgfältige Auslegung der Schnittstellen

von Material und Technik

––

kontinuierliche sicherheitstechnische

Beurteilung von Anlagen

––

geeignete Organisation und Mitarbeiterführung

––

sorgfältige Auswahl und anhaltende

Qualifizierung der Mitarbeiter

––

Beachtung der Wechselwirkung von Anlage

mit dem Umfeld und der Umwelt

––

Einhaltung von Gesetzen und Richtlinien

Fehlerrate

t

Ausfall

Niveau 2

Maschine ist neu oder

nach einer Revision

Einlaufphase

Der Wartungsingenieur entwickelt

eine Diagnose mit Vorhersage

Erstes Anzeichen eines Fehlers

mit Diagnosemöglichkeit

ausgeführt

(Abschaltung)

Niveau 1

(Alarm)

Autoren

VGB PowerTech

VGB Technical Committee

Hydro/Wasserkraftanlagen

bzw.

Tecnical Group Components of

Hydro Power Plants/Komponenten der

Wasserkraftanlagen

* * Fachbeitrag zu einer Beitragsserie zum

Thema „Wasserkraftanlagen“ mit insgesamt

fünf Beiträgen, die in dieser Ausgabe

der VGB POWERTECH sowie den Ausgaben

7 und 8 (2019) erschienen sind.

Zeitintervalle für

Vergleich mit dem

SOLL-Zustand

Frühausfälle

Wartung nach Wartungsplan. Die Teile werden im

Allgemeinen lange bevor es unbedingt nötig ist

ausgetauscht

Zonen der Ausfallhäufigkeit

zufällige Ausfälle

Zeit

Verschleißausfälle

Bild 1. Beispiel für einen charakteristischen Verlauf der Fehlerhäufigkeit (aus Comte, Betrieb und

Wartung von Wasserkraftwerken).

52


VGB PowerTech 9 l 2019

Wasserkraft – Bedarfsgerechte Instandhaltung

Für die Definition einzelner Begriffe aus

dem Bereich Instandhaltung wird auf die

einschlägigen EN-Normen verwiesen.

Bedeutung der Instandhaltung in

der Wasserkraft

Wie alle Maschinen, so unterliegen auch

die hydraulischen Maschinen dem mechanischen

Verschleiß und der Materialermüdung.

In der Wasserkraft übliche Verschleißmechanismen

sind Erosion, Kavitation,

Korrosion und allgemeiner Verschleiß.

Beispiele für allgemeinen Verschleiß sind

eine ausgeschlagene Leitschaufellagerung,

leckende Abdichtungen oder ausgeschlagene

Sitze. Die Fehlerhäufigkeit steigt dabei

nach der sogenannten „Badewannenkurve“

(siehe B i l d 1 ).

Die Maschinen reagieren dabei unterschiedlich

empfindlich auf diese Einflüsse.

Dieser Wirkzusammenhang wird im Folgenden

als passive Wirkung bezeichnet. Es

besteht ein allgemeiner Zusammenhang

zum Maschinentyp, aber auch zur spezifischen

Auslegung (spezifische Drehzahl, hydraulische

Auslegung, Konstruktion, …).

Außerdem sind standortabhängige Einflüsse

zu beachten, wie zum Beispiel die Einbauhöhe,

der Sedimentgehalt des Triebwassers

sowie Abhängigkeiten von den jeweiligen

Betriebsparametern (Häufigkeit

von Betriebsartenwechseln, Teil- und Volllastbetrieb,

…). Dieser Wirkzusammenhang

wird im Folgenden als aktive Wirkung

bezeichnet.

Auch können die Verschleißmechanismen

in ihrer Wirkung nicht unabhängig voneinander

betrachtet werden. Kommt es zu

Erosion, zum Beispiel der Laufradbeschaufelung,

so wirkt wegen der dadurch verursachten

Änderung der hydraulischen Kontur

auch die Kavitation wesentlich schneller.

Dies wiederum führt maschinenspezifisch

zur Verminderung der Laufruhe

und damit zu einer Erhöhung des allgemeinen

Verschleißes. Andererseits können

eine ausgeschlagene Leitschaufellagerung

oder schadhafte Dichtungen zu Änderungen

der Strömungsverhältnisse führen und

dies wiederum zu erhöhtem Kavitationsverschleiß.

Die Zusammenhänge sind also

sowohl komplex als auch maschinenspezifisch

individuell.

Aus diesen Gründen ist eine statistische Betrachtung

wie bei Serienprodukten (zum

Beispiel bei thermischen Anlagen) nicht

möglich. Dazu fehlt eine genügend hohe

Anzahl an gleichartigen Maschinen,

gleichablaufenden Verschleißmechanismen

(auch in ihrer Kombination) und Ereignissen,

um eine aussagekräftige Statistik

vornehmen zu können.

Um die hohe Verfügbarkeit der Anlagen gewährleisten

zu können, ist ein Instandhaltungskonzept

mit verschiedenen Arten der

Instandhaltungsarbeiten in Betracht zu

ziehen:

Bedingte oder vorhersehende

Instandhaltung

Sie basiert auf der fortlaufenden Überwachung

der Anlagen und wird realisiert

durch die Auswertung der Informationen,

die Sensoren und fortlaufende Messungen

liefern.

Je nach Instandhaltungsmethode ist die

mehr oder weniger detaillierte Kenntnis

des Anlagenzustandes erforderlich.

Korrigierende oder reagierende

Instandhaltung

Sie ist definiert als eine Instandhaltung, die

nach dem Auftreten eines Störfalls oder bei

einem deutlichen Abfall der Effizienz

durchgeführt wird. Dabei können größere

Reparaturen dazu führen, sich für eine

weitergehende Revision zu entscheiden

oder Verbesserungsarbeiten an der Gesamtanlage

durchzuführen (zum Beispiel

Austausch der Statorwicklung eines Generators

nach einem Isolationsfehler). Eine

Entscheidung hierzu ist jedoch immer abhängig

von einer technisch fundierten Beurteilung

der betroffenen Komponenten.

Vieles hängt hier von der gestellten Diagnose

ab, die Qualität der Fehlererkennung

bestimmt am Ende die Dauer der Störung.

Hierbei ist zu beachten, dass Störfälle im

Rahmen des Zulässigen, das heißt, sofern

sie keine Personengefährdung und keine

negativen Umweltauswirkungen verursachen,

bewusst in Kauf genommen werden

können.

Nachteilig bei einer Reparatur sind die adhoc

Personalplanung und die umgehende

Bereitstellung finanzieller Mittel sowie

Produktionsverluste auf nicht vorhersehbare

Dauer.

Systematische oder

vorausschauende Instandhaltung

Diese zielt darauf ab, die Funktion und die

Effizienz der Anlagen gleichbleibend auf

einem hohen Niveau zu halten und den

Aufwand für Reparaturmaßnahmen auf

ein Minimum zu reduzieren. Dies erfordert

regelmäßige Wartungsarbeiten und Inspektionen,

mit denen der aktuelle Zustand

der Anlagen ermittelt und sich abzeichnende

Schäden in einem frühen Stadium erkannt

werden sollen.

Möglichkeiten der

Zustandsbeurteilung von

Wasserkraftmaschinen

Für die Zustandsbeurteilung bieten sich

beispielhaft folgende Möglichkeiten an:

––

Regelmäßige Inspektionen (Maschinenkontrollen),

mit Messungen zum Beispiel

der Spaltmaße und Leitschaufelspiele.

Damit können die Verschleißmechanismen

Erosion, Kavitation, Zustand

Korrosionsschutz, allgemeiner Verschleiß

sowie fortgeschrittene Materialermüdung

(Risse sind bereits vorhanden)

zumindest in den messbaren und

zugänglichen Bereichen beurteilt werden.

––

Moderne digitale Instandhaltungstools

können bei Maschinenkontrollen die Datenerfassung

vereinfachen (Digitalbilder,

Scans), sowie bei der (Trend-)Analyse

der Befunde und ihrer digitalen Dokumentation

unterstützen.

––

Regelmäßige Ölanalysen (Schmieröl,

Transformatoröl, …), Filterwechsel. Für

die Beurteilung der Lager haben sich Ölanalysen

sehr bewährt.

––

Generatordiagnosemessungen (Spannungsmessungen,

Widerstandsmessungen,

Teilentladungsmessungen, …)

––

Regelmäßige Bauwerksinspektionen

––

Schwingungsmessungen. Jedoch zeigt

sich hier die Prototypeigenschaft von

Wasserkraftmaschinen: Abhängig von

der Betriebsart, vom Leistungsbereich

und dem Ausrichtungszustand weist

jede Maschine ein individuelles Verhalten

auf. Absolute Grenzwerte sind hier

nur bedingt aussagekräftig, die Betrachtung

von Gradienten der Abweichungen

von einem zu definierenden Ausgangszustand

sagt mehr über den aktuellen

Zustand aus.

Bewertung

Für die Zustandsbeurteilung bei hydraulischen

Maschinen liefern regelmäßige Inspektionen

die höchste Aussagekraft. In allen

Fällen sollte eine objektive Beurteilung

zusammen mit entsprechender Dokumentation

erfolgen. Wichtig für die Beurteilung

und die Wahl eines geeigneten Zeitpunktes

für Instandsetzungsmaßnahmen

ist das Verfolgen von Trends.

Aktuell können Monitoringmethoden bei

der Zustandsbeurteilung eine Hilfestellung

geben und die Ergebnisse sind von Experten

kritisch zu hinterfragen. Die Verfahren

wurden oftmals für andere Bereiche entwickelt

und dort auch erfolgreich eingesetzt

(zum Beispiel Schwingungsdiagnosesysteme

für thermische Turbomaschinen oder

Gasturbinen). In Wasserkraftanlagen sind

die Anregungsmechanismen anderer Art

und die Lagerungsbedingungen nicht vergleichbar

(zum Beispiel Teillastbetrieb bei

vertikalen Maschinensätzen). Außerdem

liegen auf Grund der bereits beschriebenen

Unikate eben keine Serienerfahrungen vor.

Dabei lässt ein aktueller Messwert noch

keinen Schluss auf einen kommenden

Schaden zu, da ein Monitoringsystem einen

spontanen Ausfall nicht vorhersagen,

jedoch für eine Trendanalyse herangezogen

werden kann.

Monitoringsysteme in Wasserkraftanlagen

brauchen immer die Betreuung durch

Fachkräfte. Der Aufwand dafür, ebenso die

notwendige „Zeit zum Lernen“ des Monito-

53


Wasserkraft – Bedarfsgerechte Instandhaltung VGB PowerTech 9 l 2019

ringsystems sollte dabei nicht unterschätzt

werden.

Bei elektrischen Maschinen sind auch in

der Wasserkraft bereits von anderen Technologien

adaptierte Lösungen von Monitoringsystemen

erhältlich. Aber auch hier

sind diese in erster Linie zur Erkennung von

Trends (zum Beispiel Temperaturen, Teilentladungen,

…) sinnvoll zu verwenden.

Zusätzlichen Schub erhält die Entwicklung

von Monitoringsystemen durch aktuelle

Strömungen, zum Beispiel „Industrie 4.0“

oder „Digitalisierung der Wirtschaft“. Dies

betrifft insbesondere Diagnosesysteme, die

eigenständig eine Beurteilung der erfassten

Messwerte vornehmen sollen. Inwieweit

sich hier Vorteile für die Wasserkraft

entwickeln, kann aus heutiger Sicht noch

nicht abgeschätzt werden.

Da Monitoringsysteme hinsichtlich Installation

und Betrieb mit beträchtlichen Kosten

verbunden sind, ist die Wirtschaftlichkeit

eher bei leistungsstarken Maschinensätzen

oder aus speziellen Gründen der

Verfügbarkeit darstellbar.

Zusätzlich zu den beschriebenen grundlegenden

Instandhaltungsmethoden sollten

noch weitere Kriterien berücksichtigt werden,

zum Beispiel:

––

vorgeschriebene regelmäßige Prüfungen

bei sicherheitsrelevanten Bauteilen

––

Prüfungen durch Behörden

––

wirtschaftliche Gegebenheiten. Als sinnvoll

und praktikabel wird erachtet, miteinander

zusammenhängende Systeme

unabhängig von ihrem jeweiligen Instandhaltungszyklus

gemeinsam zu warten,

um Stillstandszeiten zu verkürzen

oder doppelte Demontage- und Montagearbeiten

zu vermeiden.

Regelmäßige Funktionsprüfungen

hinsichtlich der Eigensicherheit

(zum Beispiel elektrischer und

maschinentechnischer Schutz).

Welche Art der Instandhaltung ist jetzt zu

bevorzugen?

Die Instandhaltung konsequent nach einer

Methode durchzuführen ist bei technischen

Systemen nicht möglich. Daher haben

sich in der Praxis grundsätzlich Mischformen

bewährt, die aus einer Mischung

aus systematischer (oder vorausschauender)

und bedingter (oder vorhersehender)

Instandhaltung bestehen. Dabei umfasst

die systematische Instandhaltung noch immer

den Hauptanteil. Generell ist jedoch

zu beobachten, dass sich die Anteile verschieben:

Je neuer die Anlage ist, desto

größer ist der Anteil der vorhersehenden

Instandhaltung.

Zusätzliche Messungen zum

Nachweis von Instandsetzungsund

Erneuerungsmaßnahmen

Bei Abnahme einer Neuanlage werden sogenannte

Fingerprint-Messungen für den

Erfolgsnachweis von Instandsetzungsoder

Erneuerungsmaßnahmen empfohlen.

Dies gilt auch bei größeren Umbaumaßnahmen,

wobei hier die Messungen vor

und nach der jeweiligen Maßnahme hilfreiche

Vergleichswerte liefern. Diese Messungen

stellen die weitere Grundlage für

die künftige Betriebsweise und die Basismesswerte

für ein eventuell vorhandenes

Monitoringsystem dar.

Das Thema Materialermüdung ist gesondert

zu betrachten: Die zerstörungsfreie

Prüfung (ZfP) zeigt lediglich einen momentanen

Zustand an, liefert jedoch keine

Information darüber, ob und wann mit einem

Anriss zu rechnen ist.

Wasserkraftwerke gehören im Energieerzeugungsbereich

zu den technischen

Anlagen mit der längsten Lebensdauer.

Aber auch eine sorgfältig geplante und

mit hochwertigen Komponenten ausgestattete

Anlage bedarf einer angemessenen

Instandhaltung. Diese wird nach

technischen Regeln oder einer Herstellervorschrift

durchgeführt (zum Beispiel

nach einer bestimmten Laufleistung,

Zyklenzahl oder Zeitdauer, dem

Wartungsintervall). Unterstützend kann

hier auch auf die Trendbeobachtung mit

Hilfe von Monitoringsystemen zurückgegriffen

werden. Im Rahmen der Kaufentscheidung

– Materialauswahl, hochwertige

Komponenten, Sicherheitsfaktoren,

Detailkonstruktion – werden

bereits der Umfang der Instandhaltung

und damit die Betriebskosten eines Wasserkraftwerkes

festgelegt. Dieser Umfang

schließt alle Nebensysteme, zum

Beispiel auch Monitoringsysteme inklusive

ihrer zusätzlichen laufenden Betriebskosten,

mit ein. Hierfür ist eine

entsprechende Erfahrung und Kompetenz

aller Beteiligten erforderlich. l

VGB-Standard

Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety

in Hydropower Plants

Zusammenwirken von Konformitätsbewertung und Arbeitsschutz

in Wasserkraftanlagen

NEU!

NEW!

Ausgabe/edition 2017 – VGB-S-033-00-2017-07-EN/ VGB-S-033-00-2017-07-DE

DIN A4, 106 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 180,–, for non mem bers € 240,–, + VAT, ship ping and hand ling.

DIN A4, 106 Pages, Preis für VGB-Mit glie der € 180.–, für Nicht mit glie der € 240,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

European legislation strictly distinguishes between the characteristics and the utilization of work equipment

(“New Approach”).

Products placed on the market can be considered in general as safe (Directive 2001/95/EC on

general product safety).

Products as well are subject to specific safety requirements imposed by Community legislation (CE directives).

Employers can assume that work equipment is safe within the boundaries defined by the manufacturer.

For subcontracted parts, manufacturers can refer to provided certificates and documentation.

In this context, hydropower generation bears some specifics in terms of technology, operational conditions,

regulatory framework and external influences.

VGB PowerTech and experts from various companies agreed to develop a practical guideline to this complex matter for

hydropower operating companies and manufacturers.

This first English edition is based on the second German edition, which includes the outcomes of a comprehensive review

performed by the original authors.

VGB-Standard

Interaction of Conformity

Assessment and Industrial

Safety in Hydropower Plants

1 st English edition, 2017

VGB-S-033-00-2017-07-EN

This document is intended to support the involved parties in achieving compliance for all regulatory requirements and to foster a cooperative

project realization.

The guidance provided in this document assumes the correct technical characteristics for all components of a product.

Chapter 4 provides a general overview on hydropower generation, which allows a first introduction into this complex matter,

while the remaining chapters are essential.

In Chapter 11, practical hydropower examples are described.

54


VGB PowerTech 9 l 2019

Wasserkraft – Technische Ausführung von Komponenten in Wasserkraftanlagen

Beispielhafte Hinweise zur

technischen Ausführung von

Komponenten in Wasserkraftanlagen

Abstract

Hydropower – Exemplary information on

the technical design of components in

hydropower plants

Notes are given on the technical design of components

in hydropower plants that have proven

themselves in practice. The timely handling of

these points reduces the risk of possibly necessary

improvements with high costs and long

unavailabilities. The information relates both

to new construction projects and to conversions

and renewals.

Details of the following components and corrosion

protection are explained in detail:

––

Basic technical concept for the entire

plant

––

machine unit

Individual components: spiral, support blade

ring / support blades; suction tube cone; Francis

and Ka flat impellers; Pelton impellers; rigid

couplings, shaft flange connections; shut-off

devices; shut-off devices; auxiliary and auxiliary

devices; generators; generators; bearings.l

Autoren

VGB PowerTech

VGB Technical Committee

Hydro/Wasserkraftanlagen

bzw.

Tecnical Group Components of

Hydro Power Plants/Komponenten der

Wasserkraftanlagen

* * Fachbeitrag zu einer Beitragsserie zum

Thema „Wasserkraftanlagen“ mit insgesamt

fünf Beiträgen, die in dieser Ausgabe

der VGB POWERTECH sowie den Ausgaben

7 und 8 (2019) erschienen sind.

Nachstehend werden Hinweise zur technischen

Ausführung gegeben, die sich in der

Praxis bewährt haben. Die rechtzeitige Behandlung

dieser Punkte reduziert das Risiko

eventuell erforderlicher Nachbesserungen

mit hohen Kosten und langen Nichtverfügbarkeiten.

Die Hinweise betreffen sowohl

Neubauprojekte als auch Umbauten und Erneuerungen.

Technisches Grundkonzept

Gesamtanlage

In einem frühen Planungsstadium (Entwurfs-,

Genehmigungsplanung) sollten

Fragen wie das grundsätzliche Anlagenund

Maschinenkonzept behandelt werden.

Bereits das bauliche und hydraulische

Grundkonzept ist für Bau- und Betriebskosten

sowie für betriebliche und finanzielle

Risiken entscheidend. Es ist deshalb

sinnvoll, eine intensive Variantendiskussion

unter Berücksichtigung langjähriger

Betriebserfahrung zu führen.

Beim Grundkonzept sind alle relevanten

Fachdisziplinen aufgefordert, aktuelle und

zukünftig zu erwartenden Aspekte einzubringen.

Nur im Zusammenspiel aller Disziplinen

kann eine gute Anlage entstehen.

Bei der Klärung des hydraulischen Grundkonzepts

werden Punkte behandelt wie die

Dimensionierung und Lage der Triebwasserführung

oder die Erfordernis von Wasserschlössern

(eventuell frühzeitige wasserbauliche

Modellversuche). Maximal

zulässige Entleer- und Füllgeschwindigkeiten

in Stollensystemen sind dabei zu beachten.

Bei Entleeren ist auf die Standsicherheit

des Gebirges zu achten und bei

gepanzerten Schächten ist das Einbeulen

der Panzerung auszuschließen. Dies hat

u.U. Auswirkungen auf die Konstruktion

(z.B. Bemessung der Panzerung auf den

vollen Außenwasserdruck). Dabei ist auch

zu beachten, inwieweit die zulässigen

Druckgradienten bei transienten Vorgängen

(Wasserschlossschwingung) bzw.

beim Schließen einer Notschlussarmatur

unter Strömung überschritten werden.

Die Gefahr von Autooszillationen ist zu beachten

und entsprechende Sicherungsmaßnahmen

sind vorzusehen. Bei Druckrohrleitungen

sind Lecks vor Bruch nachzuweisen

(Materialauswahl) und die Auslegung

auf dauerfest oder betriebsfest haben

mit entsprechendem Lastkollektiv zu

erfolgen.

Auch das grundsätzliche Sicherheitskonzept

(Abschlusskonzept) sollte frühzeitig

geklärt werden. Dazu gehören zumindest

die Positionen und Typen der Abschlussorgane,

Schließwassermengen und Bemessungsdrücke.

Bei der Anordnung von unterwasserseitigen

Absperrorganen ist darauf zu achten,

dass das Schließen erst erfolgt, wenn die

oberwasserseitigen Absperrorgane vollständig

geschlossen sind. Durch die Steuerung

wird sichergestellt, dass dies immer

durch elektrische und/oder hydraulische

Verriegelungen gewährleistet ist. Zusätzlich

ist bei vollständig geschlossenen Absperrorganen

auf Leckagen aufgrund von

schadhaften Dichtungen zu achten. Dieses

Risiko kann durch entsprechende Entlastungseinrichtungen,

wie z.B. Rückschlagklappen,

beherrscht werden. Andererseits

sollte die Stellung der unterwasserseitigen

Absperrorgane überwacht werden: Wird

die Offenstellung verlassen, führt dies zu

einer Schutzauslösung des Maschinensatzes

und der oberwasserseitigen Absperrorgane.

Die Schließgesetze sind aufeinander

abzustimmen, sodass das oberwasserseitige

Absperrorgan seine Schließstellung in

jedem Fall vor dem unterwasserseitigen

Absperrorgan erreicht.

Für ein funktional einwandfreies und insbesondere

sicheres Zusammenwirken aller

Komponenten im späteren Betrieb ist die

Untersuchung des transienten Verhaltens

der gesamten Anlage von großer Bedeutung.

Hierfür stehen leistungsfähige Berechnungsprogramme

zur Verfügung. Für

Sicherheitsüberlegungen gilt jedoch, die

kritischen Lastfälle zu identifizieren. Dies

bedarf einer entsprechenden Erfahrung

des Berechners. Besonderheiten der jeweiligen

Anlage und des späteren Betriebes

sollten dabei berücksichtigt werden.

Bei transienten Berechnungen sollte der

aufgeschwungene Zustand der Anlage beachtet

werden. Typische Lastfälle für die

Berechnung sind neben Start- und Abstellvorgängen

sogenannte Abschaltungen

(Lastabwürfe) und speziell bei schnell re-

55


Wasserkraft – Technische Ausführung von Komponenten in Wasserkraftanlagen VGB PowerTech 9 l 2019

gelfähigen Maschinen Leitapparatstellbewegungen

in der Reflexionszeit der Triebwasserführung.

Dabei kommt auch der

Vorgabe des Massenträgheitsmomentes

der Maschine eine besondere Bedeutung

zu. Höhere Massenträgheit hat im Allgemeinen

günstige Auswirkungen auf das

transiente Verhalten, das Verhalten bei

Drehzahlregelung und damit auch auf das

Verhalten bei Lastzuschaltungen nach einem

Schwarzstart. Nachteilig sind jedoch

die damit verbundenen höheren Kosten.

Bei Großanlagen sind den Möglichkeiten

bei der Festlegung des Massenträgheitsmomentes

enge Grenzen gesetzt. Bei kleineren

Anlagen werden oftmals aus den zuvor

genannten Gründen zusätzlich angebrachte

Schwungräder vorgesehen.

Bei Pumpturbinen ist bei den transienten

Untersuchungen der S-Schlag zu berücksichtigen.

Bei der Anordnung von mehreren

Pumpturbinen können Lastabschaltungen

zu einer gegenseitigen Beeinflussung

aufgrund des S-Schlages führen und sich

die dabei entstehenden transienten

Druckänderungen verstärken.

Maschinensatz

Bei der Klärung des Maschinenkonzepts

werden Punkte behandelt, wie z.B.:

––

Anzahl, Größe und Typ der Maschinensätze

––

Einsatzmöglichkeit

––

Betriebsflexibilität

––

Robustheit

––

Grundsätzliche Baubarkeit (Grenzleistungsmaschine)

––

Verschleißeigenschaften (Triebwasserqualität)

––

Einbautiefe, Bauraum

––

Kosten

––

Notwendige Modellversuche.

Bei der Frage nach dem geeigneten Maschinentyp

und der Anordnung der Maschinensätze

(Pumpturbine oder ternärer

Maschinensatz, vertikale oder horizontale

Anordnung) sollte beachtet werden,

dass neben den Auswirkungen auf die Investitionskosten

gegebenenfalls auch

Auswirkungen auf das Betriebsverhalten

(Betriebsbereich, Betriebsübergangszeiten,

Wirkungsgrad usw.), Montagefreundlichkeit

und Wartungsintervalle gegeben

sind.

Die Frage, ob und allenfalls in welcher Art

(Umfang, vollhomolog, teilhomolog) Modellversuche

durchgeführt werden, sollte

ebenfalls frühzeitig geklärt werden. Je

nach Anlagentyp, Genauigkeitsanforderungen

und wirtschaftliche Randbedingungen

kann auf eine maßstabsgetreue

Nachbildung der Prototypanlage von Eintritt

Spirale (evtl. Ausbaurohr) bis Austritt

Saugrohr – einen vollhomologen Modellversuch

– verzichtet werden.

Bei großen Maschinen oder einer großen

Anzahl kleinerer Maschinen wird die

Durchführung eines Modellversuchs in jedem

Fall empfohlen.

Es gilt, die Vor- und Nachteile eines hydraulisch

„robusten“ gegenüber eines „grenzoptimierten,

höchsteffizienten“ Designs

sorgfältig abzuwägen.

Auch bei bestehenden Maschinen, die mitunter

über mehrere Jahrzehnte zuverlässig

und störungsfrei in Betrieb sind, sollte bei

anstehenden Revisionen mit einer Teilerneuerung

hydraulischer Komponenten

nicht darauf verzichtet werden, die aktuellen

hydraulischen Randbedingungen und

die allgemeinen Betriebsbedingungen vertraglich

explizit zu regeln. Es können sich

im Laufe der Jahrzehnte die hydraulischen

Randbedingungen oder auch die Betriebsweise

der Maschine verändern. Als Beispiel

werden die vorhandenen Auslegungsreserven

bezüglich der maximal möglichen zu

verarbeitenden Wassermenge ausgereizt.

Deshalb sollte der Betriebsbereich der Maschine

vor Beginn einer Revision vereinbart

werden.

In den Regelwerken sind großzügige Toleranzen

für die hydraulische Kontur vorgegeben.

Insbesondere bei größeren Maschinen

wird empfohlen, engere Toleranzen

vorzugeben.

Bei Teilerneuerungen wird empfohlen, die

Ist-Abmessungen der verbleibenden Teile

zu überprüfen und bekannt zu geben.

Im Vorfeld von Revisions- oder Erneuerungsarbeiten

ist es empfehlenswert, im

Rahmen einer Fingerprintmessung auch

axiale Schwingungswerte und Schwingungswerte

an feststehenden Maschinenteilen

aufzunehmen und zu protokollieren.

So ist eine Erfolgskontrolle mangels normativer

Regelungen dennoch möglich.

Beträgt die Anzahl der Leitschaufeln ein

ganzzahliges Vielfaches der Anzahl der

Laufschaufeln, sollte die Leitrad-Laufradinteraktion

beachtet werden. Dies gilt

bei Peltonturbinen sinngemäß auch für das

Verhältnis der Anzahl Düsen/Anzahl Peltonbecher.

Ganzzahlige Vielfache beim Verhältnis von

Leitschaufeln zu Laufschaufeln sollten

auch bei Kaplan/Axialturbinen nach Möglichkeit

vermieden werden, damit keine

unnötige Verstärkung der axialen Schwingungsanregung

entsteht. Erhöhte Vorsicht

ist geboten, wenn gleichzeitig eine Durchmesservergrößerung

respektive Durchflusserhöhung

umgesetzt werden soll.

Einzelkomponenten

Spirale, Stützschaufelring/Stützschaufeln

Bei der Konstruktion dieser Maschinenteile

sollte besonderes Augenmerk auf die hydraulische

Gestaltung gelegt werden. Bei

der konstruktiven Formgebung gilt, Festigkeitsanforderungen

und hydraulische Qualität

in Einklang zu bringen. Auch die optimale

Positionierung der Stützschaufeln

stellt insbesondere bei Pumpturbinen im

Hinblick auf eine möglichst optimale

Durchströmung sowohl in Pump- als auch

Turbinenbetrieb eine Herausforderung

dar.

Saugrohrkonus

Bei Francisturbinen darf die Rolle des

Saugrohrs und insbesondere des Saugrohrkonus

nicht unterschätzt werden. Wenn

beim Laufradersatz die Strömungsanalyse

zur Bewertung des Neudesigns ohne Saugrohr

durchgeführt wird, besteht die Gefahr,

dass die Strömung bei Volllast in einem

„anfälligen“ Saugrohr (bei zu kurzem

und zu stark öffnendem Saugrohrkonus)

ablöst und dadurch die garantierten Wirkungsgrade

unterschritten werden. Mit einer

Anpassung des Laufraddesigns, bei der

in Volllast am Austritt mehr Drall in Wandnähe

zugelassen wird, kann die Strömungsinstabilität

im Saugrohr deutlich

verringert oder gar vermieden werden. Ein

Saugrohr mit einem „robusten“ Design und

geringem Öffnungswinkel ist zwar weniger

anfällig für Ablösungen, birgt jedoch nicht

zu unterschätzende Risiken im Hinblick

auf die austrittsseitige Kavitationsneigung

am Laufrad.

Francis- und Kaplanlaufräder

Auf eine Überprüfung der Designqualität

eines neuen Laufraddesigns sollte nicht

verzichtet werden. Es sollten mindestens

für drei bis fünf Betriebspunkte instationäre

Strömungssimulationen (CFD-Berechnungen)

der kompletten hydraulischen

Maschine, modelliert von Spiraleintritt bis

Saugrohraustritt, durchgeführt werden.

Zusätzlich zum Auslegungsoptimum sollten

zwei bis vier Betriebspunkte für Teilund

Volllast analysiert, ausgewertet und

dokumentiert werden.

Peltonlaufräder

Die Lebensdauer von Peltonlaufrädern

wird stark durch das Herstellverfahren beeinflusst.

Zu bevorzugen sind aus dem

Vollen gefräste Laufräder (fully forged)

oder Laufräder, bei denen die höchsten Betriebsspannungen

im Bereich der Schmiedescheibe

liegen (Microguss + Highweld).

Bei diesen Verfahren ist der komplette

Bereich bis zu größten Laufrädern abgedeckt.

Starre Kupplungen,

Wellenflanschverbindungen

Die Kraftübertragung bei Flanschverbindungen

sollte entweder rein form- oder

reibschlüssig erfolgen. Mischlösungen sollten

nur in Ausnahmefällen eingesetzt werden,

weil der rechnerische Nachweis oft

schwierig ist (tatsächliche Aufteilung der

Kräfte) und meist erhöhte Anforderungen

an die Montage bestehen. Speziell bei

Reibverbindungen sind trockene Kontaktflächen

bzw. entsprechende Dichtungen

wichtig, um die Dauerhaftigkeit sicherzu-

56


VGB PowerTech 9 l 2019

Wasserkraft – Technische Ausführung von Komponenten in Wasserkraftanlagen

stellen bzw. Fretting zu vermeiden (Laufradkupplung).

Generell sollten solche Verbindungselemente

möglichst trocken angeordnet

werden.

Absperrorgane

Bei Absperrorganen sollten frühzeitig die

Grenzen der Stellgesetze festgelegt werden,

um den Antrieb entsprechend dimensionieren

zu können. Dabei sind auch die

hydraulischen Kräfte zu ermitteln und zu

berücksichtigen. Beim Einstellen der Stellgesetze

auf der Anlage im Totwasser ist

zu berücksichtigen, dass unter Strömung

andere Kräfte auftreten, welche die Stellzeiten

beeinflussen können. Dabei sind

auch Notschlussfälle in Betracht zu ziehen.

Als Randbedingung wird beispielsweise

ein Rohrbruch angesetzt. In diesem Fall

sind die Anforderungen (z.B. Schließwassermenge,

Schließsicherheit) und Randbedingungen

(Impulskräfte, Rüttelkräfte)

frühzeitig zu vereinbaren, weil dies unter

anderem für die Dimension von Fundament

und Antrieb ausschlaggebend sein

kann.

Auf jeden Fall ist sicherzustellen, dass auch

beim schnelleren Schließen im Notschlussfall

aufgrund der höheren Kräfte und Momente

die zulässigen Drücke in der Triebwasserführung

nicht überschritten werden.

Besondere Vorsicht ist daher beim

Umbau der Antriebe geboten.

Erforderliche Blenden zur Einstellung der

Stellgesetze sollten möglichst am oder im

Servozylinder positioniert werden, damit

bei einem allfälligen Rohrleitungsbruch zu

schnelle Stellvorgänge und dadurch unzulässige

Druckstöße in der Triebwasserführung

vermieden werden.

Im Bereich der Drehzapfen empfiehlt sich,

nach Möglichkeit eine axiale Bohrung vorzusehen,

um in der Betriebsphase eine UT-

Prüfung auch ohne Zerlegen des Bauteils

durchführen zu können.

Kritische Bereiche, z.B. Drehzapfen sollten

nach Möglichkeit trockengelegt werden.

Für Standardkomponenten, wie z.B. kleinere

Armaturen kann als Ersatz für einen

u.U. aufwendigen rechnerischen Nachweis

auch eine entsprechend höhere Druckstufe

vereinbart werden.

Armaturen in Hilfsanlagen sollen so angeordnet

werden, dass bei einem Bruch der

Spindel bzw. der Welle kein Folgeschaden

entsteht. Dazu sollten die Auswirkungen

von Schließ- und Öffnungstendenzen

beachtet werden. Als Teil der Risikobeurteilung

sollte beurteilt werden, wie groß

die maximale Leckage bei einem Versagen

sein kann bzw. inwieweit die Lenzanlage

den Störfall beherrschen kann. Erforderlichenfalls

sollten Blenden zur Begrenzung

der Leckage vorgesehen werden.

Ebenfalls sollte für den Fall, dass die Entleerarmatur

schlagartig schließt, der dabei

auftretende Druckstoß berücksichtigt

werden.

Hilfs- und Nebeneinrichtungen

Bei Hilfseinrichtungen, welche Triebwasser

zur Steuerwasserversorgung verwenden,

wird eine frühzeitige Abstimmung in

Bezug auf die zu erwartende Wasserqualität

empfohlen, um bei Filtern und Absperrorganen

gegebenenfalls notwendige Vorkehrungen

treffen zu können.

Normteile gleicher Nennweite (DN) haben

abhängig von Druckstufe (PN) unterschiedliche

durchströmte Querschnitte.

Dadurch entsteht die Gefahr von scharfkantigen

Übergängen im Triebwasserweg.

Dies sollte prinzipiell, jedoch vor allem

nahe der Turbine (z.B. Ringleitung einer

Peltonturbine), wo üblicherweise die

höchsten Strömungsgeschwindigkeiten

auftreten, vermieden werden. Damit werden

erhöhte Strömungsverluste bzw.

schlechte Strahlqualität mit damit verbundenen

Wirkungsgradeinbußen verhindert.

Generatoren

Generatorrotoren, speziell die Pole und deren

Verbindung zum Rotorkörper, sind

meist mechanisch hoch belastet. Dementsprechend

gilt es, darauf ein besonderes

Augenmerk zu legen und bei der Auslegung

sowohl den HCF (High Cycle Fatigue)

als auch den LCF (Low Cycle Fatigue) zu

berücksichtigen. Grundlage dazu sind die

Vorgaben der Anzahl von zu erwartenden

Starts/Stopps, Lastabschaltungen und allfälligem

Maschinendurchgängen mit Versagen

von Schließorganen.

Bei der Verwendung von Keilen in der Polbefestigung

sollte auf die Demontagemöglichkeiten

und ein gleichmäßiges Tragbild

geachtet werden (Materialpaarung, Oberflächengüte,

Keillänge und Keilsteigung,

Fertigungstoleranzen, Zugvorrichtung,

etc.…).

Bei Bremsringen, Aufhängungen von

Dämpferwicklungen und Polverbindern

sollten Zwangskräfte aufgrund von Wärmedehnungen

und Setzungen durch ausreichende

Verformungswege vermieden

werden. Des Weiteren sollte die mechanisch

erforderliche Festigkeit dieser Komponenten

sorgfältig beachtet werden, gegebenenfalls

sind entsprechende Nachweise

nötig.

Lager

Bei den Lagern sollten die Ölerwärmung

und die damit verbundenen Wärmeausdehnungen

und allenfalls auftretende

Zwangskräfte berücksichtigt werden. Um

eine ausreichende Kühlung zu gewährleisten,

sollte auf eine ausreichende Durchmischung

im Lager geachtet werden.

Es empfiehlt sich, ausreichende Einstellmöglichkeiten

der Lagersegmente bzw. –

schalen vorzusehen, um allfällig auftretende

Setzungen im langjährigen Betrieb kompensieren

zu können.

Für den Probelauf im Rahmen der Werksabnahme

und beim Spülen der Lager nach

der Montage sollte die für den späteren Betrieb

spezifizierte Ölsorte verwendet werden.

Korrosionsschutz

Der Korrosionsschutz ist schon seit jeher

ein wichtiger Bestanteil, um eine lange Betriebsdauer

der Anlagen sicherzustellen.

Betriebsfestigkeitsnachweise gelten i.d.R.

nur unter der Annahme eines intakten Korrosionsschutzes.

Nur wenn ein geeignetes

Beschichtungssystem zum Einsatz kommt

und alle Parameter (z.B. Temperatur,

Oberflächenbeschaffenheit, Trocknungszeiten)

vom Strahlen bis zum letzten Deckanstrich

eingehalten werden, kann ein zuverlässiger

KO-Schutz hergestellt werden.

Die immer strenger werdenden Umweltauflagen

der letzten Jahre haben allerdings

dazu geführt, dass die Anstriche zwar umweltfreundlicher,

andererseits aber zunehmend

empfindlicher in der Verarbeitung

wurden.

Besonderes Augenmerk ist auf den Korrosionsschutz

an wasserberührten Bauteilen,

und hier insbesondere an „Schwarz-Weiß“-

Materialübergängen, zu legen. Es ist eine

ausreichende Überlappung vorzusehen.

Generell sollte die Möglichkeit zur Bi-Metall-Korrosion

schon konstruktiv verhindert

werden.

Disclaimer

Die zu Einzelaspekten gemachten Empfehlungen

erheben keinen Anspruch auf

Vollständigkeit. Sie basieren auf den

praktischen Erfahrungen der Autoren

und sollen dazu sensibilisieren, sich gegebenenfalls

näher damit auseinander

zu setzen.

l

57


Expansion area

Magnetic permeability during eddy current examination VGB PowerTech 9 l 2019

Behaviour of materials with a varying

magnetic permeability during eddy

current examination

Jens Beck, Nico Schönheit and Henner Ostermeyer

Kurzfassung

Verhalten von Materialien

unterschiedlicher magnetischer

Permeabilität während der

Wirbelstromprüfung

Die Wirbelstromprüfung (Eddy-Current Testing,

ECT) ist die bevorzugte Methode zur zerstörungsfreien

Prüfung von dünnwandigen metallischen

Bauteilen während der betrieblichen

Wiederholungsprüfung in der Nuklearindustrie.

Insbesondere für die Prüfung von Dampferzeuger-Heizrohren

und –Heizrohrstopfen ist

dies die etablierte Methode. Die Methode ist hinreichend

schnell, ist standardisiert und optimal

auf die verwendeten Materialien angepasst. Für

die Erfassung verschiedenartiger Fehlerarten

wie Volumenabtrag, Einschnürungen oder Risse

in Längs- und in Umfangsrichtung wurden Inspektionsstandards

und Hilfen für die Interpretation

der Signale festgelegt.

Obwohl viele entsprechende Standards für eine

große Bandbreite möglicher detektierbarer Anzeigen

festgelegt wurde, werden immer noch

neue Anzeigentypen festgestellt, die mit den herkömmlichen

Methoden nicht zuverlässig Interpretiert

werden können.

Während einer routinemäßigen Wirbelstromprüfung

eines Walzstopfens in einem Dampferzeuger

wurde eine derartige Anzeige detektiert.

Ein Volumenfehler konnte aufgrund des Vergleichs

mit Prüfkörpern mit Nuten ausgeschlossen

werden. Der Ursprung der festgestellten

Anzeige konnte aufgrund des Signals nicht vollständig

nachvollzogen werden.

Es wurden daher Untersuchungen durchgeführt,

um den Ursprung der Anzeige zu klären

und um eine Datenbasis für zukünftige Auswertungen

derartiger Anzeigen zu schaffen.

Weiterhin kann das beschriebene Vorgehen

auch bei anderen Anzeigen bisher unbekannter

Ursache angewendet werden.

l

Authors

Prof. Dr.-Ing. Jens Beck

Hochschule Hof

Hof, Germany

Dipl.-Ing. Nico Schönheit

Framatome GmbH,

Anlagenservice, Erlangen, Germany

Dr.-Ing. Henner Ostermeyer

Teilbereichsleiter Maschinentechnik

Werkstoffe, Schweißen, Prüfen

Preussen Elektra GmbH

Kernkraftwerk Brokdorf, Brokdorf, Germany

Introduction

Fig. 1. Roll-expanded plug.

Location of the

indication

A routine In-Service Inspection of a rolled

heating tube plug in a steam generator revealed

an unidentifiable indication. An example

of a roll-expanded plug is given in

F i g u r e 1 . In the region of the expansion

zone, the plug is mechanically expanded in

a way that it is in direct contact with the

inner surface of the heating tube. On both

ends of the expansion zone is a transition

in inner diameter. In the proximity of the

transition zone at the lower end of the expansion

area the new type of indication

was encountered.

Due to the phase shift and the amplitudes

of the different frequencies of the ET analysis,

a material separation or a wall thickness

reduction on the inner or the outer

plug surface could be excluded. Due to the

eddy current signals obtained, it was assumed

that the nature of the indication

was either to be found in a geometry deterioration

or in different material properties.

By subsequent measurements, geometry

deteriorations could not be confirmed.

A visual inspection of the plug using a borescope

was performed in order to look for

any abnormalities in the area of the ET indication.

To confirm the assumption of a material

inclusion, a test program was set-up in cooperation

with the utility in order to reproduce

the new type of indication and, if possible,

to exclude any negative effect on the

heating tube. As for the basis for ET inspections

in nuclear applications, it is referred

to the IAEA TECDOC 628 [1].

Eddy-current signals

The ET inspection of the installed plugs is

performed with a multi-frequency rotating

probe at the frequencies 600 kHz / 400 kHz /

200 kHz / 100 kHz using different coils for

axial and circumferential orientation. The

equipment used was a MIZ ® -80iD from

Zetec with Eddynet ® -Suite software.

Calibration

According to the specification, a reference

plug with artificial notches on the inner

and outer surfaces in axial and circumferential

direction with depths of 20 % and

30 % of the wall thickness and blind/

through holes on the outer surface with

depths of 50 %, 80 % and 100 % of the wall

thickness was used as calibration standard.

The amplitudes of the 30 % inner diameter

notch signals for all four frequencies

600 kHz / 400 kHz / 200 kHz / 100 kHz were

set to 6.0 V for the inspection for defects on

the inner surface. The phase shift was adjusted

in a way that the signal of the probe

movement had a horizontal orientation for

all frequency channels. For the detection of

defects on the outer surface mix channels

obtained by the combination of the

600 kHz and 200 kHz frequencies were

used. The adjustment of these channels

was also set to 6.0 V for the amplitude of

58


VGB PowerTech 9 l 2019

Magnetic permeability during eddy current examination

the 30 % outer diameter notch and a horizontally

orientated signal of the probe

movement.

For data analysis, the boreholes as additional

reference defects can be used. In a

diagram, showing the slope of measured

signal phase over the frequency a characteristic

trend can be seen: For outer diameter

defects an increasing frequency results

in an increasing phase shift between probe

movement signal and notch signal. For inner

diameter defects, no frequency dependent

change in the phase shift can be

seen. These results are summarized in the

upper two diagrams in F i g u r e 5 and can

be used to identify an indication inspected

plug as a defect in the. A complementing

analysis can be performed using the signal

amplitude.

Detection of a new indication type during

in-service inspection

The in-service inspection during a scheduled

outage revealed an indication in an

installed plug, which was detected in both

directions with similar amplitudes at the

inner as well as at the outer surface. The ET

signal showed a slightly larger phase shift

at the 100 kHz frequency. The phase shift at

200 kHz is smaller and it is almost independent

from the frequency at frequencies

larger than 200 kHz. The amplitudes were

in the range of 5.0 V, independent of the

frequency spectrum.

In addition to the ET inspection, a visual

inspection using a boroscope was carried

out. There were no observations made

which could be related to material defects.

ET signal behavior of a flaw on the outer

surface

For comparison of the indication with an

outer surface flaw the characteristic behaviour

of the signal phase shift and the amplitudes

obtained from the calibration standard

with notches and volumetric flaws to a

depth of 50 % and 80 % of the wall thickness

was taken as reference. Here, the

phase shift increases with increasing frequency

and the spread of the phases at different

flaw depths is also increasing. These

results correlate as expected with the

standard characteristic of eddy-current signals

of outer surface flaws (F i g u r e 5 ).

The amplitudes of the volumetric flaws and

the notches on the outer surface decrease

with increasing frequency. This is again an

expected result, since the penetration

depth of eddy-currents decreases with increasing

frequency.

ET signal behaviour of a flaw on the inner

surface

For comparison of the indication with an

inner surface flaw the characteristic behaviour

of the signal phase shift and the amplitudes

obtained from the calibration standard

with axial and circumferential notches

to a depth of 20 % and 30 % of the wall

thickness were taken as reference for the

frequency spectrum.

The eddy-current signal of inner flaws usually

show only a small increase of the phase

shift with increasing frequency. This is

shown in F i g u r e 5 for notches of a depth

of 30 % wall thickness.

The amplitudes were near the adjustment

of 6.0 V and do not depend from the frequency.

Interpretation of the in-service inspection

measurements

The behaviour of the phase shift of the field

measurements did not indicate a flaw on

the outer surface, since a distinct increase

of the phase shift over frequency in combination

with a spreading of the phase shifts

was not observed (F i g u r e 5 , bottom left).

The comparison of the signal amplitudes of

characteristic flaws gave also no indication

behaviour of a typical outer surface flaw.

Compared to an inner surface flaw the

phase shift of the inspected plug is also not

typical, since the phase shift at the low frequency

of 100 kHz is slightly higher. Concerning

the amplitudes, a clear distinction

of the signal of the in-service inspection

measurements and the measurement results

of the calibration standard is not possible.

However, pitting or crevices, which

might have been caused by trapped loose

parts, could be safely excluded by the visu-

Fig. 2. Eddy current field results top left: 600 kHz circular, top right: 600 kHz axial, bottom left: 400 kHz circular, bottom right: 400 kHz axial.

59


Magnetic permeability during eddy current examination VGB PowerTech 9 l 2019

al inspection results. Material separation is

excluded, because the resulting amplitudes

of the ET results would be expected to be 2

to 10 times larger than the measured ones.

Possible interpretations were either a geometrical

deformation or a material deterioration,

which may result in a changed magnetic

permeability of the plug material.

The indication was located at the outer end

of the expanded zone of the roll-expanded

plug as shown in F i g u r e 1 . In combination

with the results of the ET inspection

the assumption was made, that possibly a

material inconsistency was the cause of the

indication. For instance, a particle of different

material could be rolled into the inner

expanded surface of the plug during installation.

For a confirmation of this assumption,

a test set up was prepared.

The phase-shift and the amplitudes of the

400 kHz and 600 kHz used in axial and circular

direction did not indicate a material

separation such as cracks on the inner or

on the outer surface of the plug.

Experimental Verfication

Test set-up

As all common flaw types were excluded by

the analysis of the ECT measurement, results

a change in magnetic permeability

caused by a foreign particle was assumed

the root cause of the indication. Since no

Tube sheet,

primary side

Ferritic particle

Tube-to-tube

sheet weld

Plug expansion

zone

Fig. 3. Installed test plug with ferritic particle.

verified signal for the interpretation was

available, a test program was set up to reproduce

the indication found.

A test mock-up was prepared using the

same materials of the heating tubes of Alloy

800, the tube sheet is made of SA508

Gr3 and its cladding of Alloy 82. The plugs

are made of Alloy 690 TT. The calibration

plug and the test plug were roll-expanded

in the tube sheet mock up where a ferritic

particle of 0.7 mm length was rolled in during

the expansion of the test plug. Since the

expansion mandrel and the plugs are usually

cleaned before installation, it was assumed

that the particle must have come

from a partly worn roller of a mandrel.

Therefore, a carbon steel, type 50 CrV 4

was used for the particle. Caution has been

paid to place the ferritic particle approximately

in the middle of the plug expansion

zone (see F i g u r e 3 ).

For the expansion, process the same mandrel

geometry and the same expansion ratio

as for the original plugs were used.

Eddy-Current measurements

The ET measurements were carried out on

the rolled in calibration standard as well as

on the test plug. The calibration and the

setting of the ECT equipment used was the

same as it was used in the field measurement

described in chapter 2.1.

Test results

F i g u r e 4 shows the results of the ET inspection

of the test plug. Similar to F i g -

u r e 2 for the in-service inspection ET results

the results obtained with 400 kHz and

600 kHz for circular and axial orientation

are shown.

For a better comparison of the ET results

obtained from the in-service inspection

measurements with those of the test set up

the results for the single frequencies are

summarized. The measurement frequencies

are related to the corresponding phase

shift. The results of the calibration plug are

shown for the volumetric indications as

well as for the notches, see F i g u r e 5 .

Fig. 4. Test plug eddy current results top left: 600 kHz circular, top right: 600 kHz axial, bottom left: 400 kHz circular, bottom right: 400 kHz axial.

60


VGB PowerTech 9 l 2019

Magnetic permeability during eddy current examination

Phase shift / degree

140

120

100

80

60

40

20

0

Volumetric flaw, reference plug

0 200 400 600

Frequency / kHz

80 % axial

50 % axial

80 % circ

50 % circ

Phase shift / degree

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Notches, reference plug

0 200 400 600

Frequency / kHz

30 % out circ

30 % out axial

30 % in circ

30 % in axial

Phase shift / degree

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Phase shift / degree

Test circ

Test axial

Indication field measurement

Indication test plug

200.00

180.00

circ

160.00

axial

140.00

120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

0 200 400 600 0 200 400 600

Frequency / kHz

Frequency / kHz

Fig. 5. Measurement frequency in relation to the phase shift; top left: measurement of volumetric flows, circular and axial direction in the reference

calibration plug 50 % and 80 % through wall defect; top right: measurement of notches, 30 % through wall on the inner and the outer surface

of the reference calibration plug; bottom right: measurements obtained in the field from the installed plug, bottom left: measurements of the

test plug with the incorporated ferritic particle.

The top graphs show the measurement results

of the calibration standard. The top

left picture shows the correlation of frequency

and phase shift for volumetric

flaws. The phase shift has a small angle at

lower frequencies and increases with the

increase of the frequency. The gradient depends

on the depth of the flaw and on the

orientation of the measurement. A notch,

30% through wall loss, has a comparable

frequency – phase shift relation, although

the single frequencies relate to larger phase

shifts, shown in the top right graph in F i g -

u r e 5 . A notch on the inside surface does

have a constant phase shift of only 10 ° to

18 °, independent of the orientation and

frequency. The measurement results obtained

from the field measurement of the

installed plug however show a higher

phase shift at the low frequency of 100 kHz

(F i g u r e 5 , bottom left). The measurement

of the test plug with the incorporated

ferritic particle shows the same relation of

frequency and phase shift (F i g u r e 5 , bottom

right), although a dependency of the

absolute value of the phase shift regarding

the probe orientation of the measurement

cannot be observed.

Conclusion

Comparing F i g u r e 2 with F i g u r e 4 a

good correlation of the eddy current signal

of the in-service inspection and test plug

inspection is observed. The comparison of

the gradient of the frequency/phase shift

ratio of the in-service inspection and of the

test measurement, results show even a

more obvious correlation as shown in F i g -

u r e 5 . Regarding the two bottom graphs

of F i g u r e 5 , a widely similar relation of

frequency and phase shift can be observed.

This relation is highest on the lowest measurement

frequency of 100 kHz, decreases

at 200 kHz and is approximately constant

at higher frequency values. The similar gradients

indicate a similar cause of the indication

so that it can be reasonably concluded

that the defect causing this indication is

of similar nature. The test results show a

reasonably good conformance with the inservice

inspection measurements, so that a

frequency/amplitude respectively a frequency

phase shift relation for an incorporated

ferritic particle in Incoloy 800 plug

material is established.

Since the particle inside the heating tube

plug was not visible, it is assumed, that it

was incorporated during the plugging process,

as only during the plugging process

large enough forces are exerted on the inner

surface of the plug to incorporate a particle

smoothly in the surface. Additionally

the comparison of the signal amplitudes

shows that the particle in the test plug is

considerably larger than a possible particle

in the original plug, which caused the indication

during the in-service inspection.

Since the tooling for the mechanical expansion

is usually cleaned carefully according

to the applicable procedures, the

particle is assumed to have dislocated from

the mandrel due to fatigue. It is therefore

recommended to record the operation

steps of the mandrel and exchange it before

a material defect can occur.

The described procedure is generally applicable

for other, formerly unidentified Indications,

starting at the discussion of potential

root causes for the detected indication

with a postulation of the most likely mechanism.

On this basis, a mock-up will be produced

in order to verify the postulated root

cause. If the signals of the measurements

of the mock-up match confirm these received

during the field measurements, the

new signal type can be included in the

standard procedure.

Abbreviations

ET Electromagnetic Testing

ISI In-Service Inspection

NPP Nuclear Power Plant

Bibliography

[1] Eddy Current Testing at level 2: manual for

the Syllabi, in IAEA-TECDOC-628.Rev.2:

Training Guidelines for Non Destructive

Testing Technologies, ISSN 1018-5518,

IAEA, Vienna, 2011.

[2] ASME Boiler and Pressure Vessel Code. l

61


Security4Safety: Innovationen brauchen geschützte Räume VGB PowerTech 9 l 2019

Security4Safety: Innovationen

brauchen geschützte Räume

Ulf Theike

Abstract

Security4Safety: Innovations need

protected areas

Digital networking and the use of industry 4.0

applications in plant engineering require a

joint and holistic approach to IT security and

functional security. Security4Safety combines

the prevention of external hazards with accident

prevention. IEC 62443 provides a normative

basis for the area of IT security, and the

relevant standards for functional security have

already been supplemented by the aspect of IT

security, or are currently being revised. Only

consistent implementation will lead to sustainable

success for a digitally networked industry.

Companies must remain effectively protected,

especially against loss of production and liability

risks. Society must be able to trust that it will

also remain protected against the dangers of

21st century technology. Innovations must not

be prevented, but they need a secure and protected

framework.

l

Autor

Ulf Theike

Geschäftsführer

TÜV NORD Systems,

Deutschland

1

Quelle: Bitkom, Repräsentative Umfrage von

555 Industrieunternehmen ab 100 Mitarbeitern

im Juni 2019, https://www.bitkom.org/

Presse/Presseinformation/Digitalisierungschafft-neue-Geschaeftsmodelle-der-Industrie

2

https://www.dena.de/newsroom/meldungen/umfrage-industrie-40-unternehmen-sindbereit-fuer-kopplung-mit-energiesystem/

Die digitale Vernetzung klassischer Komponenten

gehört in vielen Unternehmen längst

zum Stand der Technik, wobei das gewaltige

Innovationspotential durch das Industrial

Internet of Things (IIoT), bzw. „Industrie

4.0“, noch lange nicht ausgeschöpft ist. So

„stellen insgesamt zwei Drittel (65 Prozent)

aller Unternehmen, die digitale Anwendungen

nutzen oder planen, einen starken Einfluss

dieser Technologien auf ihr Geschäftsmodell

fest.“ Fast die Hälfte der Unternehmen

entwickelt oder plant „komplett neue

Produkte und Dienstleistungen“ 1 . Das gilt

besonders auch für den Energiesektor, da Industrie

4.0-Anwendungen eine effizientere

Steuerung des Ressourcenverbrauchs ermöglichen,

insbesondere durch die digitale Vernetzung

von Industrieunternehmen mit den

Energiesystemen. Die Energieagentur DENA

hat in einer Umfrage ermittelt, dass hier

ebenfalls zwei Drittel der befragten Unternehmen

ein großes Potential sehen. 2 Auch

bei der Energieerzeugung, etwa bei der Fernwartung

von Kraftwerken, setzen sich Industrie

4.0-Anwendungen immer stärker durch.

Gefährliche IT-Sicherheitslücken und Cyberangriffe

zeigen allerdings deutlich, dass die

Digitalisierung mit erheblichen Risiken einhergeht.

IT-Security und Funktionale Sicherheit

müssen daher zwingend in einem ganzheitlichen

Ansatz betrachtet werden.

New York, 15.07.2019: In Manhattan fällt

am frühen Abend der Strom aus. Mehr als

72.000 Menschen sind betroffen. Der U-

Bahn-Verkehr kommt zum Erliegen, zahllose

Aufzüge bleiben stecken, Kinos und Theater

müssen ihre Vorstellungen abbrechen.

Nach fünf Stunden ist der Schaden behoben.

Laut New York Times war die Ursache

ein technisches Versagen, das zum Brand

einer 13.000 Volt-Leitung führte.

Buenos Aires, 16.06.2019: Um 7:03 Uhr

morgens kommt es zu einem großflächigen

Stromausfall, der sich auf ganz Argentinien

und große Teile Uruguays erstreckt. Die

Region entkommt knapp einer Katastrophe:

Etwa 50 Millionen Menschen sind wegen

des „Apagón“ ohne Strom. In der 14

Millionen Metropole Buenos Aires bleiben

die Züge stehen, sämtliche Ampeln fallen

aus, Tankstellen müssen schließen. Weil

die elektrischen Pumpen ausfallen, droht

ein Zusammenbruch der Trinkwasserversorgung.

Erst nach 14 Stunden ist die

Stromversorgung wiederhergestellt. In einem

vorläufigen Bericht gibt die argentinische

Regierung einen menschlichen Fehler

bei einem Netzbetreiber an, der eine fatale

Kettenreaktion auslöst.

Berlin, 19.02.2019: Ein Bagger durchtrennt

gegen 14:30 Uhr zwei 110-Kilovolt Leitungen.

Daraufhin fällt im Bezirk Treptow-Köpenick

für über 30.000 Menschen der

Strom aus. Zwei Kliniken müssen auf Notstromversorgung

umstellen, was zum Ausfall

empfindlicher Medizingeräte führt. Die

Intensivstationen werden komplett evakuiert.

In den Kühlregalen der Supermärkte

verdirbt die Ware. Schulen und Behörden

bleiben geschlossen, die Notrufnummer

112 ist nicht erreichbar. Der längste Blackout

Berlins seit Kriegsende dauert insgesamt

31 Stunden.

Auch wenn diese Stromausfälle des letzten

halben Jahres mutmaßlich nicht auf Sicherheitslücken

in der digitalen Vernetzung

zurückzuführen sind, stehen sie beispielhaft

dafür, welche Auswirkung eine

Cyberattacke auf unsere Energiesysteme

haben könnte. Die Folgen eines großflächigen

Blackouts sind für die Gesellschaft fatal,

da sie zu einem völligen Zusammenbruch

der öffentlichen Versorgung führen

können. Würden etwa die Kraftwerke im

Ruhrgebiet durch eine Hacker-Attacke heruntergefahren,

bricht in einer Kettenreaktion

das komplette europäische Stromnetz

zusammen. Die Folge wäre ein akuter politischer

Notstand, der im Rahmen des bestehenden

Katastrophenschutzes kaum

noch zu bewältigen wäre.

Neue Wege durch

„Security4Safety“

Es liegt auf der Hand, dass angesichts solcher

Bedrohungsszenarien neue Wege bei

der Risikoanalyse und der technischen Prüfung

von Anlagen und Produkten beschritten

werden müssen. Industrie 4.0 basiert

auf einer Verschmelzung der analogen und

62


VGB PowerTech 9 l 2019

Security4Safety: Innovationen brauchen geschützte Räume

der digitalen Welt. Funktionale Sicherheit

(Safety) und IT-Security können daher

nicht mehr als getrennte Handlungsfelder

betrachtet werden. Sicherheit ist eine

ganzheitliche Herausforderung für Produkte,

Prozesse und Produktion. Security

ist demnach die Sicherheit der Daten in Bezug

auf Identität, Vertraulichkeit und Integrität.

Safety bezieht sich auf die Sicherheit

von Mensch und Umwelt, etwa in Bezug

auf Funktionalität, elektrische und

konstruktive Sicherheit. TÜV NORD betrachtet

beides gemeinsam unter dem Begriff

„Security4Safety“.

Es sind die Unternehmen, die im Rahmen

der Betreiberverantwortung die gestiegenen

Sicherheitsanforderungen durch die

Digitalisierung Schultern müssen. So beschlossen

im November 2018 Vertreter von

Industrie, Behörden und Prüforganisationen

nach einer intensiven Diskussion im

Bundesministerium für Wirtschaft und

Energie (BMWi), dass künftig bei jeder

technischen Prüfung einer Anlage oder eines

Produktes die IT-Security mitberücksichtigt

werden muss.

Für Betreiber von Energieerzeugungsanlagen

gilt seit Dezember 2018 der IT-Sicherheitskatalog

der Bundesnetzagentur, der

unter anderem auch die Anwendung des

VGB-Standards IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen

empfiehlt. 3 Im März 2019

veröffentlichte der Ausschuss für Betriebssicherheit

(ABS) eine Empfehlung zur Betriebssicherheit

(EmpfBS 1115). Sie richtet

sich an Arbeitgeber, die im Rahmen der

Betriebssicherheitsverordnung eine Gefährdungsbeurteilung

durchführen müssen

und „beschreibt in allgemeiner Form

Wege zur Ermittlung von Risiken durch

Angriffe auf die Cyber-Sicherheit von sicherheitsrelevanten

Mess-, Steuer- und Regeleinrichtungen

(MSR-Einrichtungen)

sowie Maßnahmen zur wirksamen Reduzierung

der ermittelten Risiken“ 4 .

Besonders im normativen Bereich gab es

lange Zeit noch große Lücken, die nach

und nach geschlossen werden. So wird

etwa die IT-Security in den einschlägigen

Normen, z.B. der VDI/VDE 2180-1 bzw.

der DIN EN 61511-1 in der Prozessindustrie

seit Februar 2019 als notwendiger Aspekt

der Funktionalen Sicherheit berücksichtigt.

In der DIN EN 50156 für Kraftwerke

steht dies bis zu einer geplanten Neufassung

allerdings noch aus. Die Überarbeitung

der normativen Grundlagen ist sehr

zu begrüßen, weil die IT-Netze, -Zonen

und -Organisationsstrukturen, in denen

Produkte und Systeme eingebunden sind,

bei einem Security4Safety-Ansatz notwendigerweise

mitbetrachtet werden müssen.

Und: Organisation und Prozesse müssen

ebenso im Fokus stehen, wie die Systeme

und Komponenten. Schließlich ist ein

rechtssicheres, dem Stand der Technik entsprechendes

Betreiben von smarten Systemen

ohne Bewertung der IT-Security nicht

möglich.

Grundsätzlich muss zwischen einem inhärenten

und einem ganzheitlich methodischen

Ansatz unterschieden werden. Inhärent

bedeutet hier: „Security by Default“.

Er folgt dem Prinzip einer kompletten Abschottung,

durch die alle Ports und Interfaces

zur Umwelt geschlossen sind. Zum

Schutz intimer Lebensbereiche und der

Privatsphäre kann dieser Ansatz durchaus

sinnvoll sein, da er ein hohes Maß an Sicherheit

bietet. Für eine Industrie 4.0-Umgebung,

bei der die Kommunikation nach

außen wesentlich ist, eignet sich ein solches

in sich geschlossenes System nur sehr

bedingt. Hier eignet sich ein Ansatz, der

nach dem Grundsatz „Security by Design“

ganzheitlich und methodisch vorgeht. Wie

bei einer mittelalterlichen Burg mit mehreren

Verteidigungsringen werden hier

mehrstufig Schutzbarrieren aufgebaut,

von innen nach außen und auf allen Ebenen.

Darüber hinaus werden Zutrittskontrollen

und ein Kopierschutz eingerichtet.

Mit Maßnahmen auf der Prozess-, Systemund

Komponentenebene lässt sich so durch

„Security by Design“ ein ganzheitlicher

Schutz für ein sicheres und Industrie

4.0-fähiges System erreichen.

Die ISO 27001 reicht nicht aus

Doch auf welchen Standards können die

Prüfungen beruhen? Zunächst ist die