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VGB POWERTECH 11 (2019)

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 11 (2019). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Power plant operation: legal & technology. Pumped hydro storage. Latent heat storages.

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 11 (2019).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Power plant operation: legal & technology. Pumped hydro storage. Latent heat storages.

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International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

11 2019

Focus

• Operation:

legal & technology

Acid conductivity monitoring –

No more resin change

Openness to

technology as

a legal principle

Pumped hydro

storage as enabler

of energy transition

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

Metal based

latent heat storages

100 years VGB

Series – A journey

through history

– the 2000s

Water Steam Cycle

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

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Photos ©: Grand Hall

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


VGB PowerTech 11 l 2019

Editorial

The Green Deal of the new EU Commission

A further great challenge for power generation

Ladies and Gentlemen,

On 11 December 2019, the

European Commission presented

the “European Green

Deal “*, a roadmap to make

the Community economy

sustainable. The challenges

of climate and environmental

protection are to be shaped

as opportunities for all policy

areas and the transition is

to be fair and shaped jointly

with all those involved. EU

President Ursula von der Leyen

accompanied the publication

with the words: “The European Green Deal is our new

growth strategy – for growth that gives us more back than it

takes away ...”. EU Vice-President Frans Timmermanns noticed:

“We are in a climate and environmental emergency.

The European Green Deal is an opportunity to improve the

health and well-being of our people by transforming our economic

model....”.

The Green Deal presented includes a roadmap with measures

to promote the efficient use of resources. The future economy

is to be transformed into a clean and circular-oriented system,

climate change is to be halted, biodiversity preserved

and pollution reduced. It is also essential that the roadmap

and subsequent measures cover all economic sectors, namely

transport, energy, agriculture and buildings, as well as the

steel, cement, information and telecommunications sectors,

the textile and chemical industries.

Key points concerning the energy/electricity sector in the 24-

page document can be summarised as follows:

––

Timeline

The Commission will propose a European climate

law in March 2020 to incorporate the climate neutrality

target for 2050 into Community legislation.

By summer 2020, the EU will present an impact assessment

to revise the greenhouse gas reduction target for 2030 (50

to 55 %).

––

EU climate target and emissions trading system

The Commission will propose a revision of the EU Energy

Tax Directive. It will focus on environmental aspects and

allow the European Parliament and the Council to adopt

proposals in this area by qualified majority rather than unanimity

under the ordinary legislative procedure.

––

National Energy and Climate Plans (NECPs)

Member States will present their revised energy and climate

plans by the end of 2019. The Commission will assess

the objectives of the plans and the need for additional

measures if the level of the objectives is insufficient. This

will feed into the process of increasing the climate targets

for 2030, for which the Commission will review the relevant

legislation by June 2021 and revise it if necessary.

––

Energy efficiency and smart market integration

Priority will be given to energy efficiency. The European energy

market should be fully integrated, networked and digitised,

while maintaining technological neutrality. Decarbonised

gases are to be increasingly used in the gas sector.

––

Transport

Achieving climate neutrality requires a 90% reduction in

transport emissions by 2050. In 2020, the Commission

will adopt a strategy for sustainable and intelligent mobility

that meets this challenge and addresses all sources of

emissions. The development of electromobility, including

the necessary infrastructure, will be important.

––

Financing and innovation

The Commission proposes a target of 25% of the EU budget

for climate action and will present a European Sustainable

Investment Plan to mobilise up to €1,000 billion over the

next 10 years. Innovations for climate action under Horizon

Europe will account for 35% of the budget.

Following the “World Energy Outlook” with its scenarios for

global energy supply summarised and commented on here in

the last editorial, the EU Commission is currently positioning

itself even more ambitiously for the EU states on climate

and environmental issues as well as energy supply. From the

roadmap it can be generally seen that from earlier considerations

on climate and environmental issues and a fixation

solely on the energy sector, often only electricity generation,

this is seen as a comprehensive social challenge. For the implementation

of the goals, it remains the case that the technological

component will remain the decisive factor in the

implementation. Whether with higher efficiency and better

environmental protection of existing technologies or even

completely new technologies is not yet answered. There is

unlikely to be one solution. Many individual solutions as a

whole are more likely and technology neutrality in development

and application as well as respect for and consideration

of aspects of energy supply security and social components

should not give way to daily guiding principles.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Editor in Chief, VGB PowerTech

Essen, Germany

* The European Green Deal: https://ec.europa.eu/info/sites/info/files/

european-green-deal-communication_en.pdf

https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_19_6691

1


Editorial VGB PowerTech 11 l 2019

Der Green Deal der neuen EU-Kommission

Eine weiter große Herausforderung für die Stromerzeugung

Sehr geehrte Damen,

sehr geehrte Herren,

am 11. Dezember 2019 präsentiere

die Europäische Kommission

den „European Green

Deal“*, eine Roadmap, um die

Wirtschaft der Gemeinschaft

nachhaltig zu gestalten. Die

Herausforderungen des Klimaund

Umweltschutzes sollen als

Chancen für alle Politikbereiche

ausgestaltet und der Übergang

gerecht und gemeinsam

mit allen Beteiligten gestaltet

werden. EU-Präsidentin Ursula

von der Leyen begleitete die

Veröffentlichung mit den Worten: „Der European Green Deal ist

unsere neue Wachstumsstrategie – für ein Wachstum, das uns

mehr bringt, als es uns kostet ...“. EU-Vizepräsident Frans Timmermanns

hob hervor: „Wir befinden uns in einem Klima- und

Umweltnotstand. Mit dem European Green Deal können wir zu

Gesundheit und Wohlergehen unserer Bürgerinnen und Bürger

beitragen, indem wir unser Wirtschaftsmodell von Grund auf

verändern ...“.

Der vorgelegte Green Deal beinhaltet eine Roadmap mit Maßnahmen,

um den effizienten Umgang mit Ressourcen zu fördern.

Die zukünftige Wirtschaft soll sich zu einem sauberen und

kreislauforientierten System wandeln, der Klimawandel soll

aufgehalten, Biodiversität erhalten und Schadstoffbelastung

reduziert werden. Wesentlich ist auch, dass sich Roadmap und

folgende Maßnahmen auf alle Wirtschaftsbereiche erstrecken,

namentlich Verkehr, Energie, Landwirtschaft und Gebäude sowie

Stahl-, Zement-, Informations- und Telekommunikationssektor,

Textil- und Chemieindustrie.

Wesentliche den Energie-/Stromsektor betreffende Punkte des

24-seitigen Dokumentes lassen sich wie folgt stichpunktartig

zusammen fassen.

––

Zeitachse

Die Kommission wird im März 2020 ein europäisches Klimagesetz

vorschlagen, um das Ziel der Klimaneutralität für

2050 in die Gesetzgebung der Gemeinschaft aufzunehmen.

Bis zum Sommer 2020 wird die EU eine Folgenabschätzung

zur Überarbeitung des Treibhausgasreduktionsziels 2030 (50

bis 55 %) vorlegen.

––

Klimaziel der EU und Emission Trading System

Die Kommission wird eine Überarbeitung der EU-Energiesteuerrichtlinie

vorschlagen. Diese soll sich an Umweltaspekten

orientieren und es dem Europäischen Parlament und dem

Rat ermöglichen, Vorschläge in diesem Bereich im Rahmen

des ordentlichen Gesetzgebungsverfahrens mit qualifizierter

Mehrheit und nicht mit Einstimmigkeit anzunehmen.

––

National Energy and Climate Plans (NECPs)

Die Mitgliedstaaten werden ihre überarbeiteten Energie- und

Klimapläne bis Ende 2019 vorlegen. Die Kommission wird die

Ziele der Pläne und die Notwendigkeit zusätzlicher Maßnahmen

bewerten, wenn das Niveau der Ziele nicht ausreichend

ist. Dies wird in den Prozess der Erhöhung der Klimaziele für

2030 einfließen, für den die Kommission die einschlägigen

Vorschriften bis Juni 2021 überprüfen und gegebenenfalls

überarbeiten wird.

––

Energieeffizienz und smarte Marktintegration

Der Energieeffizienz wird Vorrang eingeräumt. Der europäische

Energiemarkt soll unter Wahrung der technologischen

Neutralität vollständig integriert, vernetzt und digitalisiert

wird. Dekarbonisierte Gase sollen zunehmend im Gassektor

Einsatz finden.

––

Transport

Um Klimaneutralität zu erreichen, ist eine Reduzierung der

Verkehrsemissionen um 90 % bis 2050 erforderlich. Die Kommission

wird 2020 eine Strategie für eine nachhaltige und intelligente

Mobilität verabschieden, die sich dieser Herausforderung

stellt und alle Emissionsquellen angeht. Dem Ausbau

von Elektromobilität einschließlich der erforderlichen Infrastruktur

kommt dabei große Bedeutung zu.

––

Finanzierung und Innovation

Die Kommission schlägt das Ziel eines Anteils von 25 % des

EU-Haushaltes für Klimaschutzmaßnahmen vor und wird

einen Europäischen Plan für nachhaltige Investitionen vorlegen,

der in den kommenden 10 Jahren bis zu 1.000 Milliarden

Euro mobilisieren soll. Innovationen für Klimaschutzmaßnahmen

im Rahmen von Horizon Europe sollen 35 % des

Budgets umfassen.

Nach dem im letzten Editorial an dieser Stelle zusammen gefassten

und kommentierten „World Energy Outlook“ mit seinen

Szenarien für die Energieversorgung weltweit, positioniert sich

die EU-Kommission zu Klima- und Umweltfragen sowie der

Energieversorgung aktuell noch weiter ambitioniert für die

EU-Staaten. Aus der Roadmap ist grundsätzlich zu entnehmen,

dass aus früheren Betrachtungen bei Klima- und Umweltfragen

und einer Fixierung allein auf den Energiesektor, häufig auch

nur die Stromerzeugung, diese als umfassende gesellschaftliche

Herausforderung gesehen wird. Für die Umsetzung der

Ziele bleibt es dabei, dass in der Umsetzung die technologische

Komponente weiterhin die entscheidende bleiben wird. Ob mit

höherer Effizienz und besserer Umweltschonung bestehender

Technologien oder auch ganz neuen Technologien wird aktuell

noch nicht beantwortet. Die eine Lösung wird es wohl nicht

geben. Viele Einzellösungen als Ganzes sind wahrscheinlicher

und Technologieneutralität bei Entwicklung und Anwendung

sowie Achtung als auch Beachtung von Aspekten der Energieversorgungssicherheit

und sozialer Komponenten sollten nicht

tagesaktuellen Leitsätzen weichen.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Chefredakteur VGB PowerTech, Esssen, Deutschland

* The European Green Deal: https://ec.europa.eu/info/sites/info/files/

european-green-deal-communication_en.pdf

https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_19_6691

2


Die Ferraro Group,

ein nachhaltiger und kompetenter Dienstleister,

Projektentwickler und Finanzpartner

Die Ferraro Group ist eines der größten Industriedemontage-

und Recycling-Unternehmen in Deutschland

und steht derzeit auf Platz 30 der weltweiten

Rangliste.

Im Mittelpunkt der Firmentätigkeit stehen aber nicht

nur Rückbau und Recycling mit Reststoffverwertung,

sondern gleichermaßen Projektentwicklung,

Rekultivierung, Planung und Finanzierung.

Im Industriebereich sind derzeit verschiedene Großprojekte

in Bearbeitung, wie z.B.

- Stadtteilentwicklung Duisburg RheinOrt gemeinsam

mit ArcelorMittal und der Stadt Duisburg

- Projektentwicklung und Rückbau der Maxhütte in

Sulzbach-Rosenberg

- Rückbau des Presswerkes von Opel in Bochum,

größte Abrissbaustelle in Deutschland

Projekte aus dem Rückbau von Kohle- und Kernkraftwerken

ergänzen das Projektportfolio und umfassen

das gesamte Angebotsspektrum, vom Rückbau bis

hin zur Flächenentwicklung und Finanzierung. Entsprechende

Zertifizierungen stehen zur Verfügung.

Bis zum Rückbau der Kraftwerksanlage müssen

schon im Vorfeld Brandschutzmaßnahmen vor

Allem an den Kühltürmen durchgeführt werden.

Diese Arbeiten wurden an den Kühltürmen des

Steag-Kraftwerkes in Lünen ausgeführt. Des Weiteren

werden zukünftig auch der Rückbau und das Recycling

bei Windkraftanlagen zum Aufgabenbereich

zählen.

Die Ferraro Group bietet ein Rund um Sorglos-Paket

für den Kunden an.

Die Ferraro Group kauft den kompletten Standort

mit den aufstehenden industriellen Einrichtungen,

um dann nach dem Rückbau und der Sanierung, die

freiwerdende Fläche zu entwickeln und zu vermarkten.

Auch hier werden verschiedene partnerschaftliche

Modelle angeboten.

Wenn Sie sich genauer informieren wollen, dann gehen

Sie auf die Homepage:

www.ferraro-group.de

Wir würden uns freuen, wenn Sie mit uns Kontakt aufnehmen

würden.

Ferraro Group

Biedersbergweg 99

66538 Neunkirchen

Tel.: 06821 864461

Mobil: +49 171 220 8056

j.weiersbach@ferraro-group.de

mail@ferraro-group.de


Contents VGB PowerTech 11 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 11 l 2019

The Green Deal of the new EU Commission

Der Green Deal der neuen EU-Kommission

Christopher Weßelmann 1

Abstracts/Kurzfassungen6

Members‘ News 8

Industry News 27

Events in brief 31

The principle of openness to technology as a legal principle –

A concept for the non-discriminatory promotion of CO 2 -free

technologies and fuels

Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip

Ein Konzept zur diskriminierungsfreien Förderung

von CO 2 -freien Techniken und Kraftstoffen

Hans-Peter Schwintowski 34

Pumped hydro storage as enabler of energy transition

Pumpspeicherkraftwerke als Baustein der Energiewende

Peter Bauhofer and Michael Zoglauer 40

Metal based latent heat storages to flexibilize industrial

cogeneration plants

Metallische Latentwärmespeicher zur Flexibilisierung

industrieller Heizkraftwerke

Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel Hummel,

Dirk Behrens, Karsten Riedl, Gerhard Wolf

and Shashank Deepak Prabhu 48

Oil analyses as part of the condition monitoring

for gas turbines

Ölanalysen als Bestandteil der Zustandsüberwachung

von Gasturbinen

Stefan Mitterer 55

Digital nuclear security level for DCS main and

auxiliary data distribution based on NASPIC platform

Sicherheit des DCS für nukleare Anwendungen –

Haupt- und Nebendatenverteilung auf Basis der NASPIC-Plattform

Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming, Zhang Zipeng and Zhang Yu 59

Experimental study on sub-cooled boiling of natural

circulation in narrow rectangular channels

Experimentelle Studie zum unterkühlten Sieden

bei Naturkonvektion in engen rechteckigen Kanälen

Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi and Huang Yanping 63

4


VGB PowerTech 11 l 2019

Contents

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

100 Years VGB: Towards a European strategy

for the security of energy supply

100 Jahre VGB: Gesicherte Energieversorgung –

auf dem Weg zu einer europäischen Strategie

P. de Sampaio Nuñes 71

100 Years VGB: EURELECTRIC´s View on R&D needs

100 Jahre VGB: F&E-Erfordernisse aus der Sicht von EURELECTRIC

Jacqueline Stubbe 74

100 Years VGB: Pumped storage plants in a new framework –

challenges and consequences

100 Jahre VGB: Pumpspeicherkraftwerke unter geänderten

Rahmenbedingungen – Herausforderungen und Konsequenzen

Dominik Godde and Josef F. Ciesiolka 78

100 Years VGB: 50 years of KWS PowerTech Training Center –

Way stations –

100 Jahre VGB: 50 Jahre KWS E.V. – Stationen auf dem Weg

Uwe Möller, Karl A. Theis and Heinrich Nacke 84

Operating results 91

VGB News 92

People93

Inserentenverzeichnis94

Events95

Imprint96

Preview VGB PowerTech 12|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 11 l 2019

The principle of openness to technology as

a legal principle – A concept for the nondiscriminatory

promotion of CO 2 -free

technologies and fuels

Hans-Peter Schwintowski

The targets for the Federal Republic of Germany

set out in the Climate Protection Plan

2050 are binding. These are therefore legal

principles. It is therefore the task of the law to

enforce these commitments and to review them

for their appropriateness in individual cases. It

is fundamental that the judiciary in the interaction

between the executive and legislative

branches has an important task, namely that of

reviewing, monitoring the fairness of the facts

and enforcing basic principles which are binding

on constitutional states under international

law. This means that the principle of openness

to technology as a legal principle ensures the

functionality of the rule of law by making the

attainment of international legal objectives.

Pumped hydro storage as enabler

of energy transition

Peter Bauhofer and Michael Zoglauer

The strategic targets of the European Climate

nd Energy Package (CEP) will cause a substantial

decarbonisation of the energy system

within the coming 30 years. Electricity is about

to become the dominating energy source. In an

overall context, the highly intermittent sources

wind power and photovoltaics will substitute

generation from coal and nuclear power plants

to a significant extent, while gas generation capacities

and CHP (fossil and biomass) remain

an essential complement. This ambitious target

will result in an enormous dynamisation of the

Austrian system and an increase of flexibility

demand in all time frames. The given analysis

responds to the following questions: How do

Austria’s residual load parameters develop under

extreme shares of intermittent renewable

energy sources? Can decentralised storage contribute

to system stability? How does the system

benefit from hydropower?

Metal based latent heat storages to

flexibilize industrial cogeneration plants

Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel

Hummel, Dirk Behrens, Karsten Riedl, Gerhard

Wolf and Shashank Deepak Prabhu

Latent high power storage with metallic

phasechange materials are capable of providing

process steam at different temperature and

pressure levels with the simplest system components.

The storage bridges the time between

power plant shut down and start-up of the auxiliary

boiler. The permanent minimum load operation

becomes obsolete, fuel is saved and the

CHP decoupling is successively increased. The

storage concept presented here is not only technically

but also economically competitive, even

if the price for the metal alloy used can be many

times higher than for comparable salts.

Oil analyses as part of the condition

monitoring for gas turbines

Stefan Mitterer

Modern turbine oils have to meet various requirements

in order to remain in use for many

years. However, oils age and absorb dust, water

and air from the environment. This also

changes their performance. If the oil no longer

performs its tasks adequately, machine damage

and breakdowns can occur and high costs can

result from repairs and unscheduled machine

downtimes. Regular oil analyses are an effective

tool for reliably monitoring the condition

of the gas turbine and the lubricant used. The

most important test methods consider essential

parameters that have a major influence on the

operating time of an oil. These include air separation

capacity, foaming behaviour, viscosity

and additive degradation.

Digital nuclear security level for DCS main

and auxiliary data distribution based on

NASPIC platform

Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming,

Zhang Zipeng and Zhang Yu

The digital security level DCS system is called

“nerve center” of nuclear power plant, which

requires high safety and reliability. In this system,

the data involved in the implementation

of shutdown protection and safety facility drive

functions are important information, which

need to be prioritised directly related to reactor

safety. In this paper, through in-depth study

of the structure of security level DCS, the idea

of main and auxiliary data distribution is put

forward. Priority is given to ensuring the safe

and reliable processing and transmission of the

main data directly related to the security function,

so as to improve the security and reliability

of digital security level DCS, which is conducive

to ensuring the safe and reliable operation of

nuclear power plants.

Experimental study on sub-cooled boiling

of natural circulation in narrow rectangular

channels

Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi

and Huang Yanping

Sub-cooled boiling of natural circulation has

been experimentally investigated based on a

natural circulation device with narrow rectangular

channels. The results show that the heat

transfer coefficient of sub-cooled boiling increases

with the increasing of heating power

and decreases with the increasing of inlet subcooling

and size of narrow rectangular channels.

The heat transfer process of sub-cooled

boiling is mainly affected by the generation

and departure of bubbles, accompanied with

flow oscillation. It is discovered that there are

3 stages of subcooled boiling in the narrow rectangular

channels. Finally, an empirical correlation

has been proposed for the heat transfer

coefficient of natural circulation sub-cooled

boiling in narrow rectangular channels, based

on dimensionless analysis method and the errors

fall in the range of ±15 %.

100 Years VGB: Towards a European strategy

for the security of energy supply

P. de Sampaio Nuñes

The liberalisation of markets, cross-border

trading, the application of clean and renewable

technologies, reducing emissions from power

stations, improving energy efficiency: the electricity

industry’s responsibilities go far beyond

mere power supply to consumers. As we look

forward to a European strategy for the security

of energy supply, it is confident that the electricity

industry will continue to carry out its task

in a reliable and mature manner. In this way,

electricity provision will continue to increase

its importance in Europe’s energy supply, and

the electricity industry will be a vital and valued

player in a future strategy for a secure and

sustainable energy supply.

100 Years VGB: EURELECTRIC´s View on

R&D needs

Jacqueline Stubbe

In the rapidly evolving context of liberalisation

and more stringent environmental regulations,

the WG R&D of EURELECTRIC has concentrated

its efforts on evaluating R&D needs and

its organisation in order to meet the new challenges

coming in the next decades. The results

are presented.

100 Years VGB: Pumped storage plants in a

new framework – challenges and

consequences

Dominik Godde and Josef F. Ciesiolka

Originally designed exclusively for peak load

covering, pumped storage plants are now

faced with new challenges brought about by

the deregulation of the electricity market and

the substantial growth of wind power capacity.

Today’s pumped storage plants are started

more frequently and often for shorter periods of

time. The grid controlling tasks have increased

the importance of the role played by this type

of power plant and improved sales considerably.

But the operational demands have grown substantially

as well. This paper discusses the ensuing

adaptation of power plant operation as well

as options available to power plant operators.

100 Years VGB: 50 years of KWS PowerTech

Training Center – Way stations –

Uwe Möller, Karl A. Theis and Heinrich Nacke

On 10 th April 1957 the working group “Kraftwerksmeisterausbildung“

started its activities in

Essen which can now be considered as the date

of birth of KRAFTWERKSSCHULE E.V. During

the last 50 years KRAFTWERKSSCHULE E.V.

turned into an efficient training center for the

whole industry. The know-how in highly qualified

training and advanced training can now be

offered worldwide, thanks to state-of-the-art

technology and simulators.

6


VGB PowerTech 11 l 2019

Kurzfassungen

Der Grundsatz der Technologieoffenheit

als Rechtsprinzip

Der Grundsatz der Technologieoffenheit

als Rechtsprinzip Ein Konzept zur

diskriminierungsfreien Förderung von

CO 2 -freien Techniken und Kraftstoffen

Hans-Peter Schwintowski

Die im Klimaschutzplan 2050 festgelegten Ziele

für die Bundesrepublik Deutschland sind verbindlich.

Es handelt sich also um Rechtsprinzipien.

Dem Recht kommt somit die Aufgabe zu,

diese Bindungen durchzusetzen und auf Sachgerechtigkeit

im Einzelfall zu überprüfen. Diese

Erkenntnis ist grundlegend. Sie zeigt, dass die

Judikative im Zusammenspiel zwischen Exekutive

und Legislative eine wichtige Aufgabe,

nämlich die der Überprüfung, der Sachgerechtigkeitskontrolle

und der Durchsetzung von

Grundprinzipien hat, die sich Rechtsstaaten

völkerrechtlich verbindlich geben. Das bedeutet,

der Grundsatz der Technologieoffenheit als

Rechtsprinzip sorgt für die Funktionalität des

Rechtsstaates indem die Erreichung der völkerrechtlichen

Ziele, etwa aus dem Pariser Klimaschutzabkommen

2015, Gegenstand des Rechtes

und damit auch der Rechtsprechung werden.

Pumpspeicherkraftwerke als Baustein der

Energiewende

Peter Bauhofer und Michael Zoglauer

Die strategischen Ziele des Europäischen Klimaund

Energiepakets (CEP) werden in den kommenden

30 Jahren zu einer erheblichen Dekarbonisierung

des Energiesystems führen. Strom

wird sich zur dominierenden Energiequelle entwickeln.

Insgesamt werden die hoch intermittierenden

Quellen Windkraft und Photovoltaik

die Erzeugung aus Kohle- und Kernkraftwerken

in erheblichem Umfang ersetzen, während Gaserzeugungskapazitäten

und KWK (fossil und

Biomasse) als wesentliche Ergänzung bestehen

bleiben. Der Wandel erfolgt auf allen Stufen der

Wertschöpfungskette, gleichzeitig. Die ehrgeizigen

Ziele werden zu einer enormen Dynamik

des österreichischen Stromversorgungssystems

und einer Erhöhung des Flexibilitätsbedarfs in

allen Zeiträumen führen. Die vorliegende Analyse

beantwortet folgende Fragen: Wie entwickeln

sich die österreichischen Residuallastparameter

unter sehr hohen Anteilen an intermittierender

erneuerbaren Anteilen? Können dezentrale

Speicher zur Systemstabilität beitragen? Wie

profitiert das System von der Wasserkraft?

Metallische Latentwärmespeicher zur

Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke

Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel

Hummel, Dirk Behrens, Karsten Riedl, Gerhard

Wolf und Shashank Deepak Prabhu

Hochleistungswärmespeicher mit metallischen

Phasenwechselmaterialien sind in der Lage,

Prozessdampf auf verschiedenen Temperaturund

Druckniveaus mit einfachsten Systemkomponenten

bereitzustellen. Der Speicher kann

die Zeit zwischen Abfahrt des Kraftwerks und

der Anfahrt des Besicherungskessels überbrücken.

Der permanente Mindestlastbetrieb des

Besicherungskessels wird überflüssig und wertvoller

fossiler Brennstoff eingespart. Das vorgestellte

Speicherkonzept ist nicht nur technisch,

sondern auch wirtschaftlich wettbewerbsfähig,

auch wenn der Preis für die eingesetzte Metalllegierung

um ein Vielfaches höher sein kann als

für vergleichbare Salze.

Ölanalysen als Bestandteil der

Zustandsüberwachung von Gasturbinen

Stefan Mitterer

Moderne Turbinenöle müssen diverse Anforderungen

erfüllen, um über viele Jahre im Einsatz

bleiben zu können. Die wichtigsten Prüfverfahren

betrachten wesentliche Parameter, die einen

großen Einfluss auf die Einsatzzeit eines Öls haben.

Hierzu zählen u. a. das Luftabscheidevermögen,

das Schaumverhalten, die Viskosität

und der Additivabbau.

Sicherheit des DCS für nukleare

Anwendungen – Haupt- und

Nebendatenverteilung auf Basis

der NASPIC-Plattform

Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming,

Zhang Zipeng und Zhang Yu

Für die Sicherheit von Kernkraftwerken besitzt

das digitale Leit- und Sicherheitssystem (DCS)

eine hohe Bedeutung – hohe Zuverlässigkeit

und höchstes Sicherheitsniveau sind grundlegend.

Für dieses System sind die Daten, die bei

der Umsetzung von Anlagen- und Reaktorschutz

genutzt werden, wichtige Informationen, die

Priorität in direktem Zusammenhang mit der

Reaktorsicherheit besitzen. In dieser Untersuchung

wird durch eine eingehende Betrachtung

der Struktur des DCS ein Modell der Haupt- und

Nebendatenpriorisierung vorgestellt. Vorrangig

wird der Gewährleistung einer sicheren und

zuverlässigen Verarbeitung und Übermittlung

der wichtigsten Daten, die in direktem Zusammenhang

mit Sicherheitsfunktion stehen, eingeräumt,

um Sicherheit und Zuverlässigkeit des

DCS zu optimieren, Dies gewährleistet mit Blick

auf diesen Teilaspekt einen zuverlässigen und

sicheren Betrieb von Kernkraftwerken.

Experimentelle Studie zum unterkühlten

Sieden bei Naturkonvektion in engen

rechteckigen Kanälen

Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi

und Huang Yanping

Unterkühltes Sieden unter der Bedingung der

Naturkonvektion wurde experimentell in einem

Versuchsstand mit engen rechteckigen Kanälen

untersucht. Wird die Heizleistung für den Wärmeübergang

auf ein bestimmtes Niveau erhöht,

können das Phänomen des unterkühlten Siedens

sowie die Blasenbewegung über ein Sichtfenster

beobachtet werden. Die Ergebnisse der Untersuchungen

zeigen, dass der Wärmeübergangskoeffizient

des unterkühlten Siedens mit zunehmender

Heizleistung zunimmt und mit zunehmender

Unterkühlung am Kanaleintritt und Größe

der engen rechteckigen Kanäle abnimmt. Die

Wärmeübertragung des unterkühlten Siedens

wird hauptsächlich durch die Bildung und Abtrennung

von Blasen beeinflusst, begleitet von

Strömungsoszillationen. Beobachtet wurden 3

Stufen des unterkühlten Siedens in engen rechteckigen

Kanälen. Schließlich wurde eine empirische

Korrelation für den Wärmeübergangskoeffizienten

der natürlichen Konvektion in engen

rechteckigen Kanälen ermittelt, basierend auf

dimensionslosen Kennzahlen.

100 Jahre VGB: Gesicherte

Energieversorgung – auf dem Weg zu einer

europäischen Strategie

P. de Sampaio Nuñes

Der Energie- und der Strommarkt sind eng mit

politischen Ereignissen und Entscheidungen

verknüpft.

Unsere Möglichkeiten, die Herausforderungen

der Energieversorgung anzunehmen, sind zumindest

teilweise davon abhängig, wie wir die

Umstrukturierung in der Gesellschaft und der

Wirtschaft meistern. Diese Veränderungen werden

im vorliegenden Beitrag mit Einblick in die

Vorgehensweise der EU-Kommission im Hinblick

auf diese Veränderungen angesprochen.

100 Jahre VGB: F&E-Erfordernisse aus der

Sicht von EURELECTRIC

Jacqueline Stubbe

Forschung und Entwicklung im Elektrizitätssektor

werden weiterhin von entscheidender

Bedeutung sein. Im Zuge der Liberalisierung

sowie immer strikter werdender umweltrechtlicher

Vorgaben hat die Eurelectric-Arbeitsgruppe

„Forschung und Entwicklung“ ihren Schwerpunkt

auf eine Ermittlung der tatsächlichen

Bedürfnisse von Forschung und Entwicklung

gelegt, um den neuen Anforderungen der kommenden

Jahrzehnte adäquat gewachsen zu sein.

Die Ergebnisse werden vorgestellt.

100 Jahre VGB: Pumpspeicherkraftwerke

unter geänderten Rahmenbedingungen –

Herausforderungen und Konsequenzen

Dominik Godde und Josef F. Ciesiolka

Die ursprünglich für reinen Veredelungsbetrieb

ausgelegten Pumpspeicherkraftwerke sehen

sich aufgrund der Liberalisierung des Strommarktes

und des starken Zubaus von Windenergieanlagen

mit neuen Herausforderungen konfrontiert.

Der Stellenwert dieses Anlagentyps

innerhalb des Kraftwerksparks hat sich erhöht,

die Beanspruchungen der Anlagen sind aber

auch deutlich gestiegen. Der Beitrag diskutiert

die sich ergebenden Anpassungen des Kraftwerkseinsatzes

sowie Handlungsmöglichkeiten

für den Kraftwerksbetreiber.

100 Jahre VGB: 50 Jahre KWS E.V. –

Stationen auf dem Weg

Uwe Möller, Karl A. Theis und Heinrich Nacke

Am 10. April 1957 nahm in Essen die Arbeitsgemeinschaft

„Kraftwerksmeisterausbildung“ ihre

Arbeit auf, was als Geburtsstunde der KRAFT-

WERKSSCHULE E.V. betrachtet werden kann.

In den jetzt 50 Jahren ihrer Arbeit und Entwicklung

hat sich die KRAFTWERKSSCHULE E.V zu

einem leistungsfähigen Ausbildungszentrum für

die ganze Branche entwickelt. Ihr Know-how zur

qualifizierten Aus- und Weiterbildung kann sie

heute, auch dank modernster Technologie der

verfügbaren Simulatoren, inzwischen quasi

weltweit anbieten.

7


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Members´ News VGB PowerTech 11 l 2019

Members´

News

Alpiq: Zuverlässige

Instandhaltung und störungsfreier

Betrieb von Windparks

(alpiq) Bis vor wenigen Jahren waren

Windturbinenhersteller die einzigen Wartungsdienstleister

für Windparks. Unabhängige

Dienstleistungsanbieter wie Alpiq

erobern den Markt erst nach und nach.

Dank unseres persönlichen Supports, einer

breiten Dienstleistungspalette und unserer

gesammelten Erfahrung ermöglichen wir

auch anderen Betreibern und Investoren

wettbewerbsfähigere Preise und schaffen

einen Mehrwert.

Windparks sind das ganze Jahr rund um

die Uhr der Witterung ausgesetzt. Neben

technischen Störungen wird ihre Funktionsfähigkeit

auch durch wetterbedingten

Verschleiß beeinträchtigt. So brauchen

etwa Rotorblätter regelmäßige Wartung,

da sie Regen, Hagel, Eis und Blitzschlägen

ausgesetzt sind. Selbst wenn sie nicht von

Schäden oder Erosion betroffen sind, können

Ablagerungen ihre aerodynamische

Effizienz negativ beeinflussen. Laut Studien

kann die Turbinenleistung aufgrund

von Ablagerungen auf der Rotoroberfläche

um bis zu 25 % sinken. Dieses Szenario

lässt sich nur durch ständiges Anlagenmanagement

und rechtzeitige Wartungsarbeiten

verhindern.

Wartung und Kontrolle für einen

sichereren, produktiveren Betrieb

Aus der Erfahrung als Windparkbetreiber

mit einer installierten Gesamtleistung von

328 MW aus neuen erneuerbaren Energien

ist bekannt, dass ungeplante Instandhaltungsarbeiten

und das Troubleshooting

mindestens genauso wichtig sind wie regelmäßige

Kontrollen und terminierte

Wartungseinsätze. Seit 2017 können Kunden

von Alpiq vom Know-how profitieren.

Bevor Alpiq diese Dienstleistungen auf den

Markt brachte, wurden sie ausgiebig im

technischen Betrieb des Windparks Vetrocom

getestet. Das Ergebnis: Die Betriebsbereitschaft

des Windparks lag bei über 98 %

im Monats- und Jahresdurchschnitt.

Dieser Erfolg soll an die Kunden weitergeben

werden und helfen, die Produktivität

ihrer Windturbinen zu steigern. Um dies zu

erreichen, sorgt Alpiq für minimale Stillstandzeiten

und maximale Leistung der Rotorblätter.

Das umfangreiche Dienstleistungsangebot

für Windparkbetreiber umfasst

eine 24/7-Fernüberwachung inklusive

Rückstellung und Wiedereinschaltung,

tägliches Reporting und Analysen, geplante

Turbinen- und Schaltanlagenwartung, Fehlersuche

und -behebung sowie Jahreskontrollen.

(193501823)

LLwww.alpiq.com

Nant de Drance:

Erste Flutung der Triebwasserwege

(alpiq) Die Bauarbeiten schreiten im

Pumpspeicherkraftwerk Nant de Drance

voran. In der zweiten Monatshälfte November

wird mit der Flutung der beiden

Triebwasserwege ein neuer Meilenstein

erreicht. Die Triebwasserwege sind wesentliche

Elemente für die hydraulische

Stromerzeugung. 2021 wird Nant de Drance

voll in Betrieb sein.

Die Triebwasserwege verbinden den oberen

Stausee Vieux Emosson mit dem tiefer

gelegenen Stausee Emosson. Zu ihnen gehören

auch die beiden über 425 Meter hohen

Vertikalschächte. Nach letzten

Sicherheitstrockentests werden die Triebwasserwege

ab Ende November schrittweise

zum ersten Mal geflutet. Zuerst erfolgt

eine Füllung bis auf das Niveau des unteren

Speicherbeckens. Diese erste Befüllung

umfasst Dichtigkeits- und Funktionstests

insbesondere an den Hauptschiebern.

Anschließend werden beide Druckschächte

gleichzeitig bis auf das obere Niveau

gefüllt, das heisst bis zum Wasserstand

des oberen Stausees Vieux Emosson.

Dieser Füllstand wird während mehrerer

Wochen beibehalten, bis die Stabilität des

umgebenden Gesteins sichergestellt ist.

Danach folgen diverse mechanische und

elektrische Tests; die ersten Nasstests der

sechs Maschinengruppen (Pumpturbinen)

werden ab Anfang 2020 durchgeführt. Die

Versuchs- und Messreihen werden mehrere

Monate dauern, um den reibungslosen Betrieb

der Maschinen zu gewährleisten. Die

sechs Pumpturbinen mit jeweils 150 MW

installierter Leistung werden schrittweise

in Betrieb genommen, sodass das Kraftwerk

ab drittem Quartal 2021 voll einsatzfähig

sein wird.

Ein zukunftsgerichtetes Kraftwerk

Die Aktionäre der Nant de Drance SA investieren

rund zwei Milliarden Franken in

den Bau des Pumpspeicherkraftwerks.

Diese Investition ist Teil einer langfristigen

Vision und entspricht dem Bestreben, auf

die Herausforderungen der zukünftigen

Stromversorgung zu reagieren. Das Kraftwerk

wird mit einer Leistung von 900 MW

je nach Bedarf und innerhalb kürzester

Zeit grosse Mengen an Strom produzieren

oder speichern können. Diese aussergewöhnliche

Flexibilität wird in einem Umfeld

entscheidend sein, in dem die Stromerzeugung

aus neuen erneuerbaren

Energien zunehmend volatiler wird. Die

Regelenergie von Nant de Drance wird den

Ausgleich zwischen Stromproduktion und

Verbrauch ermöglichen. Das Kraftwerk

Nant de Drance wird damit einen wichtigen

Beitrag zur Stabilität des Stromnetzes

auf europäischer Ebene und zur Gewährleistung

der Versorgungssicherheit in der

Schweiz leisten.

Nant de Drance in Kürze

Das Projekt Nant de Drance umfasst den

Bau eines Pumpspeicherkraftwerks in einer

Felskaverne zwischen den zwei bestehenden

Speicherseen Emosson und Vieux

Emosson im Wallis. Mit einer installierten

Gesamtleistung von 900 Megawatt wird

die Anlage einen entscheidenden Beitrag

zur Stabilität des schweizerischen und europäischen

Stromnetzes leisten. Für den

Bau, die Inbetriebnahme und den Betrieb

des Pumpspeicherkraftwerks ist Nant de

Drance SA, bestehend aus den Partnern Alpiq

(39 %), SBB (36 %), IWB (15 %) und

FMV (10 %), zuständig. (193501827)

LLwww.nant-de-drance.ch

www.alpiq.com

Alpiq: Zuverlässige Instandhaltung und störungsfreier Betrieb von Windparks

8


VGB PowerTech 11 l 2019

Members´News

Nant de Drance: Erste Flutung der Triebwasserwege

Axpo unterzeichnet

Stromabnahmevertrag für zwei

Windparks in Finnland

(axpo) Axpo baut ihr Geschäft mit langfristigen

Abnahmeverträgen (Power Purchase

Agreements, PPA) für Strom aus erneuerbaren

Energien in Nordeuropa weiter aus:

Die Tochtergesellschaften Axpo Nordic AS

und Axpo Finland Oy werden den

Ökostrom aus den neu entstehenden Windparks

Kröpuln und Storbacken in der finnischen

Region Österbotten vermarkten, deren

installierte Leistung jeweils bei 30 MW

liegen wird. Für das Geschäft von Axpo

Nordic in Finnland ist dieser Vertragsabschluss

ein wichtiger Meilenstein, nachdem

die nordeuropäische Tochtergesellschaft

in den vergangenen Monaten bereits

in Schweden mehrere langfristige PPAs

unterzeichnet hatte.

In Finnland machen erneuerbare Energiequellen

derzeit etwa 40 Prozent des gesamten

Verbrauchs aus. Die Energie- und

Klimastrategie der finnischen Regierung

zielt darauf ab, den Anteil der erneuerbaren

Energien bis ins Jahr 2030 auf über 50

Prozent zu steigern. In diesem Zusammenhang

besteht vor allen Dingen im Onshore-Windmarkt

aktuell eine hohe Investorennachfrage

und es ist ein klarer Trend zu

PPAs auszumachen.

Für Axpo als führende Vermarkterin von

Strom aus erneuerbaren Energien in Nordeuropa

ist der finnische Markt deshalb zuletzt

immer interessanter geworden. Das

PPA für die Windparks Kröpuln und Storbacken,

die sich derzeit in Bau befinden,

hat Axpo mit dem Unternehmen OX2 abgeschlossen.

Der renommierte Projektentwickler

für erneuerbare Energien in Nordeuropa

zeichnet für den Bau der beiden

Windparks verantwortlich, die mit ihren 14

Anlagen jährlich rund 206 GWh sauberen

Strom erzeugen werden, was dem Strombedarf

von rund 120‘000 Haushalten entspricht.

Die kommerzielle Inbetriebnahme

der Windparks ist für das vierte Quartal

2021 vorgesehen.

Matti Ahtosalo, Managing Director von

Axpo Finland Oy, kommentiert: „Wir freuen

uns, dass wir nach diversen PPAs in anderen

nordeuropäischen Märkten nun

auch in Finnland einen solchen Vertrag für

ein nicht-subventioniertes Windparkprojekt

abschließen konnten. Mit unserer Erfahrung

bei Stromabnahmeverträgen tragen

wir dazu bei, hierzulande den Ausbau

der erneuerbaren Energien im Allgemeinen

und der Windkraft im Besonderen weiter

voranzutreiben.“

Paul Stormoen, CEO von OX2, fügt hinzu:

„Wir freuen uns sehr, dass wir dieses PPA

mit Axpo unter Dach und Fach gebracht

haben. Dieser Vertragsabschluss verdeutlicht,

dass Onshore-Windprojekte im finnischen

Markt absolut wettbewerbsfähig

sind.“

Axpo Nordic hat sich seit ihrer Gründung

im Jahr 2003 zu einem führenden Vermarkter

von Strom aus erneuerbaren Energien

in Nordeuropa und dem Baltikum entwickelt.

Der Fokus der dortigen Geschäftsaktivitäten

liegt auf langfristigen

Stromliefer- und Abnahmeverträgen. Neben

dem PPA-Geschäft hat sich Axpo Nordic

darauf spezialisiert, für ihre Kunden

aus Handel, Industrie und Energieerzeugung

maßgeschneiderte Produkte und Services

anzubieten. Die Aktivitäten in den

nordeuropäischen Ländern sind Teil der

Strategie von Axpo, ihre internationale

Präsenz und Geschäftstätigkeit im Bereich

der Energielösungen für ihre Kunden weiter

auszubauen. Mittlerweile ist das Unternehmen

in 28 Ländern präsent und in 39

Märkten in Europa und den USA aktiv.

(193501830)

LLwww.axpo.com

KKL: Unangebrachte

hohe Zusatzkosten durch

Revision der SEFV

(kkl-ch) Der Bundesrat hat heute die dritte

Revision der Stilllegungs- und Entsorgungsfondsverordnung

(SEFV) verabschiedet.

Dies führt zu hohen Zusatzkosten für alle

Schweizer Kernkraftwerke, so auch für das

Kernkraftwerk Leibstadt (KKL). Zudem

entzieht der Bundesrat dem KKL faktisch

die Mitsprache in Fragen der Stilllegung

und Entsorgung sowie deren Finanzierung.

Das KKL erachtet die vom Bundesrat beschlossene

Senkung der Realrendite der

beiden Fonds für Stilllegung und Entsorgung

von 2,0 auf 1,6 Prozent als unangebracht.

Denn die bisher gesetzlich vorgegebene

Realrendite der Stilllegungs- und

Entsorgungsfonds wurde in der Vergangenheit

im Durchschnitt deutlich übertroffen

und die periodisch von der Branche

durchgeführten Kostschätzungen haben

sich bewährt. Die Fondsentwicklungen

sind auf Kurs, weshalb die Anpassung nicht

notwendig bzw. nicht nachvollziehbar ist.

Die Reduktion der Realrendite und die im

Mai 2018 vom Eidgenössischen Departement

für Umwelt, Verkehr, Energie und

Kommunikation (UVEK) verfügten höheren

Kosten für die Stilllegung der Anlagen

und die Entsorgung der radioaktiven Abfälle

führen dazu, dass das KKL im Vergleich

zu heute bis Ende der Zahlungspflicht im

Jahre 2034 jährlich über 28 Millionen Franken

zusätzlich in die Fonds einzahlen muss,

insgesamt über 500 Mio. CHF.

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9


Members´News VGB PowerTech 11 l 2019

Die Anpassung ist unangebracht auch angesichts

der bereits heute bei einer ungenügenden

Fondsentwicklung zu Verfügung

stehenden wirkungsvollen Sicherungsmechanismen

– etwa die Zwischenveranlagung

– zur Vermeidung von

Deckungslücken.

Unangebracht ist für das KKL zudem die

im Rahmen der Revision vom Bundesrat

beschlossene Marginalisierung der Betreiber

in den Fondsgremien. Das KKL läuft

mit der neuen Regelung in der SEFV Gefahr,

in den Fondsgremien nicht mehr vertreten

zu sein. Dies obwohl das KKL bisher

weit über eine Milliarde Franken in die

Fonds einbezahlt hat und einen wesentlichen

Beitrag zur Versorgungssicherheit der

Schweiz leistet. Rund zwei Millionen

Schweizer Haushalte werden vom KKL mit

Strom versorgt. Das Werk erzeugt im Vollbetrieb

rund 15 Prozent der Schweizer

Stromproduktion.

Unangebracht ist schließlich auch das

Verbot von Rückzahlungen aus den Fonds.

Dieses bedeutet faktisch eine Enteignung

der Kernkraftwerkbetreiber auf dem Verordnungsweg.

Zusammen mit den anderen Betreibern

der Kernkraftwerke behält sich das KKL

deshalb rechtliche Schritte vor.

(193501834)

LLwww.kkl.ch

The EDF Group launches the

construction of Neart na Gaoithe

450 MW offshore wind farm

along with new Irish partner, ESB

(edf) The EDF Group is announcing the

construction of the Scottish Neart na Gaoithe

(NnG) offshore wind farm project and

the new partnership with the Irish electricity

company ESB which is taking a 50%

stake in the project. The 450 MW NnG project

confirms a wider commitment to renewables

in the United Kingdom where

EDF already has a strong footprint.

EDP launches challenge to improve thermal power plant efficiency

Neart na Gaoithe (Gaelic for ‘strength of

the wind’) will consist of 54 turbines and

will be located in the North Sea approximately,

15 km off the coast of Fife in southeast

Scotland. When fully operational, the

NnG offshore wind farm will generate the

equivalent electricity to power over

375,000 households each year, which corresponds

to 4 % of Scotland’s electricity

consumption. This fully consented offshore

wind project has a 15 year Contract for Difference

(CfD) at £ 114.39 per MWh in 2012

pound sterling, and grid connection agreements

in place.

With all of the financial agreements now

in place, EDF Renewables is launching full

construction of the project and can announce

some of the tier one contractors.

These include:

• Siemens Gamesa Renewable Energy

(SGRE) is the wind turbine generators

supplier. It will provide the 8 MW

turbine model;

• Saipem is the turbine foundations supplier

and installer ;

• GE Renewable Energy Grid Solutions

will carry out the supply the two electrical

substations, plus electrical design

work ;

• Prysmian SRL will supply and install the

export cables, both offshore and onshore ;

• Deme Offshore has won the contract for

engineering, procuring, constructing

and installing the inter-turbines cables

with offshore installation;

Fred Olsen Windcarrier will be delivering

the transportation and installation of the

turbines with offshore installation.

Construction of components is now underway,

offshore construction will start in

June 2020 and full commissioning will be

complete in 2023.

NnG will contribute to the local Scottish

economy providing new jobs and manufacturing

opportunities. Some foundations

jackets will be built by the Scottish engineering

firm BiFab. The wind turbine generators

will be assembled at the Port of

Dundee. Eyemouth Harbour has been selected

as preferred supplier to operate and

service the wind farm over its 25-years lifetime.

More precisely, this activity will create

around 50 permanent jobs, located

nearby the wind farm.

EDF Renewables is also announcing its

partnership with the leading Irish energy

company ESB that is taking a 50% stake in

the project. This operation will result in the

consolidation of the project by equity

method. ESB operates across the electricity

market on the island of Ireland, from generation,

through transmission and distribution

to the supply of customers with an

expanding presence across Great Britain.

In 2017, ESB opened an office in Scotland

and is spearheading further development

of renewable energy projects, in particular

onshore and offshore wind.

The EDF Group, via its subsidiary EDF Renewables,

is a significant global player in

the offshore wind market with a 5 GW

portfolio of projects under operations and

development, including 103 MW of offshore

wind farms already operational in

the United Kingdom (Teesside with 62MW

and Blyth with 41,5MW both in north-east

England).

In total, the Group currently operates

more than 13 GW of gross wind and solar

capacity around the world, including nearly

1 GW in the United Kingdom, and in addition

of the 23 GW of hydroelectricity. The

NnG project is consistent with the CAP

2030 strategy which aims to double EDF’s

renewable energy globally between 2015

and 2030 increasing to 50 GW.

Bruno Bensasson, EDF Group’s Senior Executive

Vice President, Renewable Energies

and Chairman and CEO of EDF Renewables

said: ”These are two major milestones

achieved by EDF Renewables

demonstrating our strong capabilities in

developing large offshore projects. We are

pleased to get work underway with our

new partner ESB and all Scottish companies

and stakeholders involved. The 450

MW NnG project will play an important

role in de- carbonising the UK electricity

system.”

Simone Rossi, CEO of EDF Energy added:

“The UK has committed to achieving Net

Zero emissions by 2050 and the UN‘s latest

emissions gap report underlines the need

for urgent action. NNG is our largest offshore

windfarm in the UK to date. We are

determined to play our part in reducing the

country‘s carbon emissions, while also generating

jobs and economic opportunities

for communities.“

Pat O’Doherty, Chief Executive of ESB

said: “Our 50 percent stake in Neart na

Gaoithe fits entirely with ESB’s Brighter

Future strategy to build a balanced low carbon

generation portfolio of scale. Offshore

wind is one of the main technologies underpinning

the clean electricity systems

10


VGB PowerTech 11 l 2019

Members´News

that will power our societies into the future.

This investment in the Neart na Gaoithe

project builds on significant ESB involvement

in offshore wind off the Irish

coast as ESB develops its experience to assist

Ireland deliver its Climate Action Plan.

We look forward to pooling our expertise

with EDF Renewables in delivering this

major project.” (193501847)

LLwww.edf.com

EDP launches challenge

to improve thermal

power plant efficiency

(edf) Finding an algorithm that improves

the operation of coal-fired boilers is the

challenge that EDP is launching to the

technology community. The best solution

wins a €10,000 cash prize.

Once again, EDP challenges researchers,

students, startups and the tech community

for a new quest: developing an algorithm

to help monitor the operation of coal-fired

boilers in thermal power plants and optimize

their efficiency.

Launched on the EDP Open Data platform,

this new challenge invites candidates

to present their solution to an operational

problem called „slagging“. The challenge

consists of finding a predictive model that

will make it possible to anticipate any obstruction

during the operation of coal-fired

boilers—which, if singled out in a timely

manner, will ensure greater plant efficiency,

fewer emissions, and minimal environmental

impact.

The challenge is available online via this

link. Candidates can submit their proposals

until February 28, 2020. After the deadline,

the best solutions will be presented to

the EDP team and the winning proposal

will receive a cash prize of €10,000. In addition

to the cash prize, participants will

also have access to data which the academic

and technological communities need for

their energy-related projects.

The company uses the EDP Open Data

platform to share operational data on its

assets and launch challenges that help create

solutions to optimize business operations

in this field. For EDP, this is a way of

getting closer to these communities and to

identify people and companies with the potential

to create new AI-based tools and

solutions, among others. EDP believes that

open innovation is one of the cornerstones

that will help the company lead the revolution

which the energy sector is going

through.

You can check all the information about

the platform and the latest challenges at

EDP Open Data: https://www.edp.com/

pt-pt/edp-open-data (193501851)

LLwww.edp.com

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Members´News VGB PowerTech 11 l 2019

EDPR and Shell secure

804 MW offshore wind

contract in Massachusetts

(edp) The two companies‘ proposal for the

production of wind power has just been

chosen by Massachusetts State authorities.

Back in December 2018, EDP Renováveis

and Shell announced the creation of a joint

venture to produce clean energy from offshore

wind.

Mayflower Wind Energy LLC, a consortium

created by EDP Renováveis and Shell,

has just been chosen by Massachusetts

State authorities to supply 804MW worth

of renewable energy, which will be produced

by an offshore wind farm off Massachusetts

and provide clean energy to about

half a million homes.

The wind farm will be located about 20

miles south of Nantucket and is expected to

go into operation in 2025. The wind farm

will offer long-term prices below the initial

ceiling of $84.23/MWh, which will provide

electricity tariff savings of over $3 billion

during the contract. This project will also

create some 10,000 jobs in the state of Massachusetts

and avoid, due to the production

of renewable energy, about 1.7 million

tons of CO 2 .

Thanks to the in-depth experience that

both partners have in the development,

construction and operation of onshore and

offshore wind farms, the EDP Renováveis/

Shell consortium will further boost the implementation

of renewable energies in that

US state. Together, the two companies

boast more than 18,000 employees in the

United States and a network of over 5,000

suppliers.

About Mayflower Wind

Mayflower Wind Energy LLC was established

by a joint venture between EDP

Renováveis (EDP Renewables Offshore

North America LLC) and Shell (Shell New

Energies US LLC), which are equally represented.

Once is has been built, the wind farm will

be prepared to accommodate up to 1.6 gigawatts

(GW) - enough energy to provide

clean energy to more than 680,000 homes

per year in that US state. (193501853)

LLwww.edp.com

EEW: Kapazitäten der geplanten Anlagen in Stapelfeld. Innenansicht. (EEW)

EEW: Kapazitäten der geplanten

Anlagen in Stapelfeld

• EEW-Angaben zu Kapazitäten bleiben

unverändert

• Im Antrag abweichende Kapazitäten

genehmigungsrechtlich

begründet

• Geplante Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage

zu 80 Prozent vertraglich

ausgelastet

(eew) Im Zuge der öffentlichen Einsichtnahme

in die Genehmigungsanträge für

die Neubauvorhaben der EEW Energy from

Waste Stapelfeld GmbH sind in der jüngsten

Vergangenheit Fragen zu den geplanten

Kapazitäten der Anlagen aufgekommen.

Dazu teilt EEW mit:

Die von EEW seit Beginn der Planung genannten

Kapazitäten für den Neubau des

Müllheizkraftwerks (MHKW) und der Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage

(KVA)

haben sich nicht geändert.

EEW plant weiterhin – auch im Rahmen

des laufenden Genehmigungsverfahrens –

mit folgenden, der Öffentlichkeit bekannten,

tatsächlichen Kapazitäten:

• MHKW: 320.000 – 350.000 Tonnen pro

Jahr bei einem unterstellten Heizwert

des Abfalls zwischen 10.000 – 11.000

Kilojoule/kg

• KVA: 32.500 Tonnen Trockensubstanz

pro Jahr (bzw. 135.000 Tonnen Originalsubstanz

pro Jahr bei Anlieferung

mit ca. 24 % Trockensubstanz)

Diese Werte hat EEW unter anderem

auch anlässlich der Bürgerinformationsveranstaltungen

im Dezember 2018 sowie

März 2019 genannt. Sie gelten unverändert.

Im Antrag abweichende Kapazitäten

genehmigungsrechtlich begründet

Aus immissionsschutzrechtlichen Gründen

müssen Genehmigungsanträge von

anderen Rahmenbedingungen ausgehen,

die allerdings keinen Einfluss auf die tatsächlich

durchgesetzten Mengen in den

Anlagen haben.

Das Immissionsschutzrecht schreibt vor,

alle notwendigen Untersuchungen und

Gutachten auf eine theoretische Maximalkapazität

auszulegen. Bei dieser theoretischen

Maximalkapazität werden geplante

(z. B. Wartungen) oder ungeplante (z. B.

Ausfälle) Stillstände der Anlagen nicht berücksichtigt.

Aus Sicherheitsgründen erfolgt

die Genehmigung zudem zusätzlich

auf Basis eines sog. 110%igen (MHKW)

bzw. 115% (KVA) Lastfalls. Hintergrund

ist, dass beispielsweise sicherheitsrelevante

Bauteile auf diese theoretischen Extremfälle

ausgelegt werden müssen, ohne dass

diese im Regelbetrieb realistisch sind.

Diese Gesetzlichen Rahmenbedingungen,

immissionsschutzrechtlich vorgegeben,

führen damit zu theoretischen Durchsatzmengen,

die in der Praxis nie erreicht

werden (MHKW: 433.620 t pro Jahr, KVA:

188.890 t Originalsubstanz pro Jahr).

Vor dem offiziellen Genehmigungsverfahren

hat sich EEW mit den Kreisen Stormarn

und Herzogtum Lauenburg im Rahmen einer

rechtlich bindenden Vereinbarung dazu

verpflichtet, eine Kapazität für die Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage

von

35.000 Tonnen Trockensubstanz pro Jahr

nicht zu überschreiten. Mit dem Sicherheitspuffer

von 2.500 Tonnen pro Jahr können

– bspw. bei Ausfällen anderer Anlagen

in der Region – kurzzeitig etwaige Kapazitätsengpässe

bei der Klärschlammverwertung

in der Region ausgeglichen werden.

Geplante Klärschlamm-

Monoverbrennungsanlage bereits heute

vertraglich zu 80 % ausgelastet

Zu der in der Öffentlichkeit diskutierten

Frage, ob die von EEW geplante Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage

für

eine sichere Klärschlammverwertung in

der Region gebraucht wird, stellen wir fest:

Das Land Schleswig-Holstein hat frühzeitig

erkannt, dass die gesetzlichen Änderungen

der Klärschlamm- und Düngeverordnung

Auswirkungen auf die Klärschlammentsorgung

haben werden und gemeinsam mit

Partnern nach einer Lösung gesucht. EEW

war von Anfang an Teil einer Lösung und

sowohl Gesprächspartner im sogenannten

12


VGB PowerTech 11 l 2019

Members´News

Markterkundungsverfahren 2017 als auch

im später gegründeten Klärschlammbeirat.

EEW hat in der Folge Verantwortung übernommen,

ist in die Genehmigungsplanung

eingetreten, hat die am weitesten fortgeschrittene

Planung und wird – vorbehaltlich

der Erteilung einer Genehmigung – die

erste KVA in Schleswig-Holstein in Betrieb

nehmen. Hinzu kommt, dass die Kapazität

der künftigen Anlage am Standort Stapelfeld

schon heute vertraglich zu mehr als 80

Prozent ausgelastet ist.

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 thermische Abfallverwertungsanlagen.

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 EEW-Anlagen eingesetzten

Brennstoffe die CO 2 -Bilanz entlastet. EEW

beschäftigt an allen Standorten sowie in

seiner Unternehmenszentrale in Helmstedt

insgesamt rund 1.150 Mitarbeiterinnen

und Mitarbeiter. (193501845)

LLwww.eew-energyfromwaste.com

50 Jahre Energie AG Kraftwerk

Gmunden: Wasserkraft ist

Heimvorteil in der Erzeugung

(e-ag) „Oberösterreich hat sich ein klares

Ziel gesetzt: Als aktiver Beitrag zum Klimaschutz

soll Oberösterreich zu einem Land

der erneuerbaren Energien werden. Wir

wollen einen wesentlichen Beitrag zur

Energiewende in unserem Bundesland

leisten und setzen dabei

auf drei Schwerpunkte: Adieu Öl

- also Raus aus dem Heizen mit

Öl, Energie vom Dach – volle Power

für Sonnenstrom in OÖ sowie

verstärkte Nutzung der Wasserkraft

als Grundlage der oberösterreichischen

Stromversorgung. In

allen drei Bereichen ist die Energie

AG Oberösterreich ein wesentlicher

Umsetzungspartner des

Landes OÖ“, erklärt Aufsichtsratsvorsitzender

Wirtschafts- und

Energie-Landesrat Markus Achleitner

anlässlich des Jubiläums

„50 Jahre Kraftwerk Gmunden

der Energie AG“.

Die Wasserkraft ist eine heimische CO 2 -

freie Energiequelle, sie liefert auch wichtige

Beiträge zur wirtschaftlichen Entwicklung

und insbesondere zur Versorgungssicherheit

in Österreich. „Oberösterreich ist

ein Land der Wasserkraft: 67 Prozent der

Stromerzeugung bzw. 90 Prozent des in OÖ

erzeugten erneuerbaren Stroms kommen

aus Wasserkraft“, so Landesrat Achleitner.

Die Wasserkraft hat zudem zahlreiche

weitere positive Effekte in den Bereichen

Hochwasserschutz bzw. -management,

Sohlstabilisierung, Lebens- und Erholungsraum,

Tourismus und Schifffahrt. Darüber

hinaus haben Investitionen in Wasserkraft

einen sehr hohen heimischen Wertschöpfungsanteil:

Mehr als 80 Prozent der Investitionssumme

fließen in die österreichische

Gesamtwirtschaft. Auch zahlreiche oberösterreichische

Betriebe sind hier mit ihrem

Know-How führend tätig und können

durch Wasserkraftprojekte weitere Arbeitsplätze

in Oberösterreich schaffen bzw. absichern.

„Die aktuellen Ausbauprojekte der Energie

AG – Dürnau, Traunfall und Weißenbach

– werden weitere wichtige Impulse

zur Stromversorgung aus erneuerbaren

Energien und Vermeidung von CO 2 bringen“,

unterstreicht Landesrat Achleitner.

Wasserkraft hat hohen Stellenwert in der

Energie AG

Die Energie AG Oberösterreich setzt seit

Beginn ihrer Unternehmensgeschichte auf

nachhaltige Stromerzeugung. Wasserkraft

und andere erneuerbare Energiequellen

spielten damals wie heute eine wichtige

Rolle. Mittlerweile produzieren 43 Wasserkraftwerke

sauberen Strom – und das über

Jahrhunderte und für viele Generationen.

Das Kraftwerk Gmunden, als viertgrößtes

Laufkraftwerk der Energie AG, ist bereits

seit 50 Jahren ein wichtiger Teil der Stromerzeugung

im Salzkammergut. Mit der

Jahreserzeugung von rund 48 Mio. Kilowattstunden

kann der durchschnittliche

Jahresverbrauch von mehr als 13.700

Haushalten abgedeckt werden. Das entspricht

in etwa den Haushalten rundum

den Traunsee.

Jede ist zu ersetzen!

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Stellungsgeber

Von den Anfängen der Energie AG bis

zum heutigen Energie- und

Dienstleistungskonzern

Seit 1892 versorgen die Energie AG und

ihre Vorgängerunternehmen unser Land

mit elektrischer Energie. Mit dem Beginn

der Planungen für das Dampfkraftwerk in

St. Wolfgang wurde die Ära der öffentlichen

Stromversorgung in Oberösterreich eingeläutet.

Die Erfolgsgeschichte unseres Landes

ist somit eng mit der Geschichte des

Unternehmens verbunden. Im Sinne des

Mottos „Wir denken an morgen“ bestimmen

Nachhaltigkeit und verantwortungsvoller

Umgang mit Ressourcen über Generationen

hinweg das Handeln der Energie AG.

Heute ist die Energie AG Oberösterreich

mit ihren 4.500 Mitarbeitern viel mehr als

ein reiner Energieerzeuger und –versorger.

Mit einem breiten Spektrum an Dienstleistungen

und Produkten für Privat-, Gewerbe-,

Industrie- und Kommunalkunden hat

man sich zu einem modernen und leistungsfähigen

Umwelt- und Nachhaltigkeitskonzern

entwickelt. In den Bereichen

Strom, Gas, Wärme, Wasser sowie bei den

Entsorgungs-, Kommunikations- und Daten-Dienstleistungen

bedient die Energie

AG als verlässlicher Partner die Kunden

und insbesondere auch die Gemeinden in

ihrem Versorgungsgebiet.

„Die Energie AG ist stark in unserem Land

verankert und mit den Regionen verbunden.

Bei uns wird der Strom dort erzeugt,

wo er auch verbraucht wird. Das Kraftwerk

Gmunden ist dafür seit 50 Jahren ein erstklassiges

Symbol, weil es am zweiten

Hauptstandort der Energie AG steht und

ein wichtiger Naherholungsbereich für die

Stadt Gmunden ist“, sagt Generaldirektor

Werner Steinecker.

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13


Members´News VGB PowerTech 11 l 2019

Rahmenbedingungen schaffen damit die

Energiezukunft gelingen kann

„Zusammen entwickeln wir die Antworten

auf Fragen der Energiezukunft. Insbesondere

die #mission2030 der Bundesregierung

fordert die Erzeugungseinheiten

enorm und dafür müssen wir gerüstet sein“,

betont der Generaldirektor und fügt hinzu:

„Durch die Neuaufstellung der Erzeugung

aus den früheren Bereichen Kraftwerke,

Wärme und Power Solutions wollen wir Synergien

heben, um das Ergebnis zu verbessern

und noch interessantere Arbeitsplätze

bieten, die attraktiv für die benötigten

Schlüsselarbeitskräfte sind.“ In der #mission2030

ist vorgesehen, den Anteil der erneuerbaren

Energien auf 45 bis 50 Prozent

zu erhöhen, den CO 2 -Ausstoß um 36 Prozent

gegenüber 2005 zu reduzieren und

national, bilanziell 100 Prozent erneuerbare

Stromerzeugung bereits bis 2030 zu erreichen.

Dazu braucht es einen starken Ausbau

der erneuerbaren Erzeugung aus Wasserkraft,

Photovoltaik und Wind.

Im Hinblick auf die laufenden Regierungsverhandlungen

ergänzt Steinecker:

„Wir brauchen seitens der Bundesregierung

stabile Rahmenbedingungen und rasche

Abwicklung der Verfahren, damit

man überhaupt die sehr ambitioniert gesteckten

Ziele erreichen kann“.

Wasserkraft ist wichtige

Säule der Produktion

Die 43 Wasserkraftwerke der Energie AG

reichen von Ranna im Mühlviertel über

zahlreiche Kraftwerke an Traun und Steyr

bis nach Großarl im Salzburgerland. Sie

sind heute – zum Teil mehr als 100 Jahre

nach Inbetriebnahme – eine wesentliche

Stütze für die Stromversorgung in Oberösterreich

und Salzburg. Von diesem generationenübergreifenden

Denken bei der Wasserkraftnutzung

profitiert heute das ganze

Land. „Wasserkraft ist ein wesentlicher Beitrag

zur erneuerbaren Energiezukunft und

damit gelebter Klimaschutz“, sagt Technikvorstand

Stefan Stallinger. So können wir

unsere Haushaltskunden mit unserer Wasserkraft

versorgen. Sie erhalten Strom aus

heimischer Wasserkraft – aus eigenen

Kraftwerken in Oberösterreich, Salzburg

und der Steiermark sowie aus Kraftwerken

in Österreich an denen die Energie AG beteiligt

ist bzw. Bezugsrechte hat. In Summe

verfügt die Energie AG über eine saubere

Stromerzeugung aus Wasserkraft von rund

2.500 GWh im Jahr. Dies entspricht dem

durchschnittlichen Jahresverbrauch von

mehr als 700.000 Haushalten.

Das Kraftwerk Gmunden,

mehr als nur Produktion

Das Kraftwerk Gmunden ist Teil der

Traunkette, die mit 16 Kraftwerken von Gosau

bis Traun-Pucking eine zentrale Säule

der Wasserkraftproduktion in der Energie

AG ist. Im Kraftwerk Gmunden arbeiten

seit 1969 zwei Kaplan-Rohrturbinen mit

Tafelenthüllung bei der 50-Jahr-Feier beim Kraftwerk Gmunden

v.l.n.r.: Abteilungsleiter Wasserkraft August Lemmerer, Geschäftsführer Erzeugung Norbert

Rechberger, Technikvorstand Stefan Stallinger, Aufsichtsratspräsident und Wirtschaftslandesrat

Markus Achleitner, Generaldirektor Werner Steinecker, Geschäftsführer Josef Postl und Stadtrat

Manfred Andessner. (Foto: Energie AG)

einer Gesamtleistung von 12.200 Kilowatt.

Bei diesen Turbinen fließt das Wasser nicht

wie üblich über eine Einlaufspirale, sondern

direkt zu den Laufradschaufeln. Ihrer

fast waagrechten Bauart ist es zu verdanken,

dass das Krafthaus ungewöhnlich

niedrig gehalten werden konnte und sich

harmonisch in die reizvolle Landschaft des

engen Trauntals einfügt. Die Staumauer

des Kraftwerks Gmunden verfügt über drei

Wehrfelder mit Wehrklappen. Bei Hochwasser

werden diese Klappen umgelegt,

damit mehr Wasser abfließen kann. Während

die alte Hochwasser-Wehranlage in

Gmunden, die sogenannte „Seeklause“,

nur rund 120 Kubikmeter Wasser in der Sekunde

bewältigen konnte, fließt über die

Wehrklappen und durch die Turbinen des

Kraftwerks dreimal so viel ab, nämlich 360

Kubikmeter pro Sekunde. Das Kraftwerk

dient somit nicht nur der Stromerzeugung,

sondern regelt auch die Wasserstände. Die

Wehranlage kann große Wassermengen

aus dem Traunsee abführen, ohne die Anrainer

zu gefährden. Überschwemmungen

im Stadtbereich kommen seit der Errichtung

des Kraftwerks nur noch bei den seltenen,

sogenannten „Jahrhundert-Hochwässern“

vor und sind vor allem der Enge und

Verbauung bei der Einmündung des Traunsees

in die Traun geschuldet.

Zusammen mit dem Kraftwerk wurde

auch der Abwasserhauptsammler für

Gmunden und mehrere benachbarte Gemeinden

errichtet und die Trinkwasserversorgung

der Stadt entscheidend verbessert:

Zwei Rohrleitungen führen durch den

Wehrgang des Kraftwerks. Für die Infrastruktur

Gmundens war der Kraftwerksbau

ebenfalls ein Gewinn: Der im Zuge der

Bauarbeiten errichtete „Mariensteg“ bildet

seit damals für Fußgänger und Radfahrer

eine willkommene Verbindung der beiden

Traunseiten.

Erster Fischlift Oberösterreichs in

Gmunden

Vor zwei Jahren wurde der erste Fischlift

Oberösterreichs hier in Gmunden in Betrieb

genommen. Durch die schluchtenartige

Topographie und die Fallhöhe von

zehn Metern war es eine besondere Herausforderung,

die Fischdurchgängigkeit zu

realisieren. Die Lösung ist eine Kombination

eines Vertical-Slot-Fischpasses (Betonbauwerk

mit Lockströmung) und eines Fischliftes.

Die größenbestimmende Fischart

ist die Seeforelle, die eine Länge von rund

90 Zentimetern erreicht. Es können aber

auch alle kleineren Fische die Fischaufstiegshilfen

nutzen. Bester Funktionsnachweis

war ein 114 cm langer Hecht, der nach

oben transportiert wurde.

Energie AG forciert den Ausbau von

Energie aus Wasser

Die Energie AG will gemeinsam mit dem

Haupteigentümer Land Oberösterreich

den Ausbau der sauberen Wasserkraft forcieren

und hat dazu drei Projektideen im

Sommer der Öffentlichkeit vorgestellt. Mit

dem Ersatzneubau des Kraftwerks Dürnau

in Vöcklabruck wurde bereits im September

2019 begonnen. Die beiden weiteren

Projekte befinden sich in Planung. Es handelt

sich dabei um den Ersatzneubau des

Kraftwerks Traunfall und die Projektidee

des Kraftwerks Weißenbach, welche das

Ziel verfolgt, in der Gemeinde Bad Goisern

den Hochwasserschutz mit sauberer Stromerzeugung

aus Wasserkraft zu kombinieren.

Mit den angeführten Wasserkraftwerks-Projekten

kann eine Steigerung der

Erzeugung von sauberem Strom von bis zu

65 Mio. Kilowattstunden erreicht werden.

Dies würde eine Einsparung von 55.000

Tonnen CO 2 pro Jahr bedeuten.

(193501922)

LLwww.energie-ag.at

14


VGB PowerTech 11 l 2019

Members´News

enercity baut Windkraft -

geschäft weiter aus

(enercity) Der Energiedienstleister enercity

hat den Projektentwickler Gamesa Energie

Deutschland (GED) mit Sitz in Oldenburg

von Siemens Gamesa übernommen

Das Unternehmen wurde 2005 gegründet

und war als Tochter der Siemens Gamesa

Renewable Energy Wind Farms S.A. auf die

Entwicklung von Greenfield-Projekten spezialisiert.

Über den Kaufpreis wurde Stillschweigen

vereinbart.

„Unser Ziel ist es, den Anteil grüner Energie

am Strommix für unsere Kunden auszubauen

und unser Engagement im deutschen

Windmarkt weiter zu stärken. Die

Integration des Projektentwicklungsgeschäfts

von Siemens Gamesa bringt uns

hierbei einen entscheidenden Schritt weiter“,

sagt enercity-Vorstandschefin Dr. Susanna

Zapreva.

„Wir haben die strategische Entscheidung

getroffen, uns im deutschen Onshore-Markt

auf den Vertrieb und Service von

Windturbinen zu konzentrieren. enercity

ist genau der verlässliche Partner mit starker

Aufstellung und klarem Fokus auf

Deutschland, den wir als neuen Eigner für

unsere Gesellschaften gesucht haben“, sagt

Claudia Kratz, Onshore Region North Europe

& Middle East CFO bei Siemens Gamesa.

Portfolio umfasst Pipeline

von 200 MW Leistung

Das GED-Portfolio umfasst eine Pipeline

von rund 200 MW Leistung und 420

GWh/a Ertrag. Die Projekte erstrecken sich

vor allem auf Standorte im Norden und

Westen des Landes - das erste Vorhaben

wird noch 2019 in Rheinland-Pfalz umgesetzt.

Damit ergänzt enercity seine bestehenden

Windenergieanlagen, die bislang

vorwiegend in den östlichen Bundesländern

Ökostrom produzieren. „Wir werden

in den kommenden Jahren mehrere hundert

Millionen Euro in Windparks investieren

und über 2.000 GWh Strom aus Windenergie

produzieren“, sagt Zapreva. „Der

aktuelle Anlagenbestand soll so bis 2030

nahezu vervierfacht werden“, so Zapreva.

Weitere Windparks in Brandenburg

und Niedersachsen

Bereits im Frühjahr 2019 hatte enercity

mit Siemens Gamesa den Erwerb des

Windparks Schönemoor im niedersächsischen

Landkreis Wesermarsch vereinbart.

Im August 2019 hatte der hannoversche

Energieanbieter zudem im brandenburgischen

Klettwitz den Grundstein für einen

neuen Windpark mit zehn Windkraftanlagen

und einer Gesamtnennleistung von 33

MW gelegt. (193501926)

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Members´News VGB PowerTech 11 l 2019

EnBW mit weiterhin positiver

Ergebnisentwicklung

• Zuwachs von fast 39 Prozent bei den Erneuerbaren

Energien in den ersten neun

Monaten

• Ergebnis für das Gesamtjahr 2019 wird

in einer Bandbreite von 2,35 bis 2,5 Milliarden

Euro erwartet

• Finanzvorstand Kusterer: „Sind zuversichtlich

unser Ergebnisziel für das Geschäftsjahr

2020 bereits in diesem Jahr

zu erreichen“

(enbw) In den ersten neun Monaten des

Geschäftsjahres 2019 setzte die EnBW ihren

Kurs mit einem operativen Ergebnis

(Adjusted EBITDA) von rund 1,69 Milliarden

Euro erfolgreich fort. Das Adjusted

EBITDA liegt damit um 7,4 Prozent über

dem Ergebnis des Vorjahres (1,57 Milliarden

Euro). Der Umsatz betrug 14,37 Milliarden

Euro (-3,2 Prozent). Die Zahl der

Mitarbeiter stieg auf 22.934, dies entspricht

einem Plus von 6,7 Prozent gegenüber

dem Vorjahr.

Das Adjusted EBITDA für das Geschäftsjahr

2019 wird in einer Bandbreite von

2,35 bis 2,5 Milliarden Euro erwartet.

„Unsere Ergebnisprognose für das Gesamtjahr

bestätigen wir unverändert“, betont

Finanzvorstand Thomas Kusterer.

„Dies vor allem mit Blick auf die im vierten

Quartal neu hinzukommenden Ergebnisbeiträge

unserer Offshore-Windparks

Hohe See und Albatros sowie die stabilen

Ergebnisbeiträge bei den Netzen. Vor diesem

Hintergrund sind wir zuversichtlich,

unser strategisches Ziel für das Geschäftsjahr

2020 von 2,4 Milliarden Euro bereits

in diesem Jahr zu erreichen, wohlwissend,

dass wir dafür auch in unseren Effizienzanstrengungen

nicht nachlassen dürfen“, so

Kusterer weiter.

Der auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende

Adjusted Konzernüberschuss erhöhte

sich von 397 Millionen Euro im Vorjahreszeitraum

auf aktuell rund 507 Millionen

Euro für die ersten neun Monate

2019.

Entwicklung der Geschäftsbereiche

Im Segment Vertriebe lag das Adjusted

EBITDA in den ersten neun Monaten 2019

bei 187,4 Millionen Euro und damit um 7,5

Prozent unter dem Ergebnis des Vorjahres.

Die Abweichung ist im Wesentlichen auf

gestiegene Beschaffungskosten für Strom

und Gas zurückzuführen. Seit Beginn des

dritten Quartals trägt auch das Kölner Telekommunikations-Unternehmen

Plusnet,

das im Juni 2019 erworben wurde, zum

Ergebnis bei.

Das Geschäftsfeld Netze hat sich weiter

positiv entwickelt. Das Adjusted EBITDA

liegt bei 1024,6 Millionen Euro und erhöhte

sich damit in den ersten neun Monaten

2019 um 4,6 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum.

Wesentlichen Einfluss auf

die positive Ergebnisentwicklung haben

die gestiegenen Erlöse aus Netznutzung,

insbesondere aufgrund gestiegener erforderlicher

Investitionen in die Versorgungssicherheit

und -zuverlässigkeit der Netze.

Im Segment Erneuerbare Energien stieg

das Adjusted EBITDA in den ersten neun

Monaten 2019 deutlich auf 298,6 Millionen

Euro. Das entspricht einem Plus von

38,5 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Diese

Verbesserung ist zum einen auf die Ergebnisbeiträge

der Ende letzten Jahres in

Schweden erworbenen Onshore-Windparks

sowie auf insgesamt bessere Windverhältnisse

bei den Onshore und Offshore

Windparks in Deutschland zurückzuführen.

Seit Beginn des dritten Quartals

trägt zudem das französische Unternehmen

Valeco zum Ergebnis bei. Die Offshore-Windparks

Hohe See und Albatros werden

im vierten Quartal 2019 zum Ergebnis

beitragen.

Das Segment Erzeugung und Handel liegt

in den ersten neun Monaten 2019 bei einem

Adjusted EBITDA von 192,6 Millionen

Euro und mit plus 0,6 Prozent auf dem Niveau

des Vorjahres. Im Vergleich zum Vorjahr

sind die Terminpreise für die an den

Großhandels- märkten verkauften Stromengen

gestiegen. Gegenläufig wirkte der

Entfall positiver Einmaleffekte, die das Ergebnis

im Vorjahr geprägt hatten, sowie die

unplanmäßige Verlängerung der Revisionen

in den Kraftwerken Neckarwestheim

(GKN2) und Philippsburg (KKP2).

Die Investitionen des EnBW-Konzerns haben

sich mit rund 2,13 Milliarden Euro gegenüber

dem Vorjahr (1,02 Mrd. Euro)

verdoppelt. Dies liegt wesentlich am Erwerb

des Wind- und Solarunternehmens

Valeco sowie dem Erwerb der Plusnet

GmbH. Beide Unternehmen unterstützen

die strategische Ausrichtung der EnBW.

Weitere Investitionen flossen in die Fertigstellung

der Offshore-Windparks EnBW

Hohe See und EnBW Albatros. Diese stehen

vor der Inbetriebnahme. Alle 87 Anlagen

sind fertig errichtet. Noch vor Jahresende

sollen beide Windparks mit einer Leistung

von insgesamt 609 MW ans Netz gehen.

Finanzvorstand Thomas Kusterer: „Dabei

ist uns bewusst, dass die mit Valeco und

Plusnet vorgezogenen Wachstumsinvestitionen

natürlich auch unseren finanziellen

Anspannungsgrad erhöhen. Zusätzlich belastend

wirkt das Niedrigzinsumfeld mit

Blick auf unsere Pensions- und Kernenergierückstellungen.

Entsprechend sorgfältig

werden wir unsere weiteren Investitionen

planen und steuern.“ (193510808)

LLwww.enbw.com

E.ON: Essen und Dortmund

bleiben wichtige E.ON-Standorte

(eon) Die Ruhrgebietsmetropolen Essen

und Dortmund werden auch nach der

Übernahme von innogy durch E.ON sehr

wichtige Konzernstandorte bleiben. Dies

bestätigte das Energieunternehmen heute.

Essen bleibt die Energiehauptstadt in

Deutschland und wird auch in Zukunft der

zentrale Standort der neuen E.ON in

Deutschland sein. Die Ruhrmetropole

bleibt Sitz des Konzerns und aller nationalen

und internationalen Netzsteuerungsfunktionen.

Zudem wird hier die neu gegründete

Holding des größten deutschen

Verteilnetzbetreibers, die „Westenergie“,

angesiedelt. Von Essen aus wird E.ON auch

Innovationen steuern. Hierzu zählen beispielsweise

innovative Projekte auf dem

Gelände des UNESCO Weltkulturerbes

Zollverein. Essen wird darüber hinaus

Kernstandort des Geschäftskundenvertriebs

in Deutschland sein.

Dortmund bleibt einer der größten

Standorte der neuen E.ON in Deutschland.

Die westfälische Metropole ist auch künftig

mit der Westnetz Heimat des mit Abstand

größten Verteilnetzbetreibers von E.ON in

Deutschland und bereits heute wichtiger

Standort für das bedeutsame Zukunftsgeschäfts

Elektromobilität. In Dortmund

wird zudem das vertriebliche Zukunftsgeschäft

„City Energy Solutions“ gestärkt –

Quartiers- oder Wärme-Lösungen sind für

den nachhaltigen Umbau des Energiesystems

ein entscheidender Baustein.

Die bayerische Landeshauptstadt München

wird auch weiterhin ein wichtiger

Vertriebsstandort von E.ON sein, an dem

wichtige Funktionen zum deutschlandweiten

Strom- und Gasgeschäft zusammengefasst

sind.

Das Standortkonzept, dessen Details

noch entwickelt und dann mit den zuständigen

Arbeitnehmervertretern besprochen

werden, wird gleichzeitig die Anforderungen

aus dem operativen Geschäft gewährleisten

und notwendige Synergien unterstützen.

Dabei sollten die Auswirkungen

auf die Mitarbeiter so gering wie möglich

gehalten werden. Für Essen und Dortmund

erwartet E.ON insofern kurz- und mittelfristig

Auswirkungen auf Arbeitsplätze,

sieht aber für beide Städte ein gutes Fundament

für eine gesunde langfristige

Zukunfts entwicklung im Gleichklang mit

der Entwicklung der neuen E.ON.

(193510811)

LLwww.eon.com

16


en

hmern

n im

ber,

ÖL IM KRAFTWERK

Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit

DIENSTAG, 24. MÄRZ 2020

VGB PowerTech Schwerpunktthema 11 l 2019 Ölsystem und Reinigung,

Members´News

12:00 h Begrüßung

VGB-WORKSHOP

Schwingungsanalyse während des

Ursachen thermischer Anstreifschäden

Dampfturbinenbetriebes

Peter Richter, VGB PowerTech e.V., Essen

24./25. MÄRZ 2020, BEDBURG

12:15 h Anforderungen an Turbinenöle

Proactive Maintenance – Online Fluidmonitoring und

Pflege

Oftmals treten nach Revisionen Fehler an Lagern, Dichtungen

Andreas Busch und Berk Saracoglu,

ÖL und IM Ölsystemen KRAFTWERK

auf. Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern

HYDAC FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar

Möglichkeiten einer Analyse von Fehlern und Auffälligkeiten im

12:45 h Praktische Vorführung und Diskussion

Verfahrenstechnik Laufverhalten – verursacht Turbinenbetrieb durch Ausrichtungsfehler, mit Lagergeometrien

und Ölqualität – während aufzuzeigen. des Dampfturbinenbetriebes HYDAC FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar

Schwerpunktthema Ölsystem und Reinigung,

Andreas Busch und Berk Saracoglu,

Schwingungsanalyse

24. UND Verschiedene 25. Turbinenöl- MÄRZ und 2020 Schwingungs-Monitoring-

IN BEDBURG | LANDHAUS 13:15 DANIELSHOF

h Mittagspause

Hauptstraße Methoden 3d werden | 50181 in diesem Bedburg Workshop vorgestellt.

14:00 h Gebrauchtölmonitoring anhand von Laboranalysen

Dr. Jens Steidtner, RWE Power AG, Frechen

Schwerpunkte sind unter anderem:

Oftmals treten nach Revisionen Fehler an Lagern, Dichtungen und Ölsystemen | Reinigung 14:45 h von Ölsystemen Die tragende Rolle des Öls – Grundlagen der

‐ Turbinenöl-Monitoring

auf. Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern Möglichkeiten einer Analyse | Laufverhalten von Turbinen

Gleitlagertechnik

von Fehlern ‐ und Fluidengineering

Auffälligkeiten im Laufverhalten – verursacht durch Ausrichtungsfehler,

‐ Lagergeometrien Ausrichtungsempfehlung und Ölqualität – aufzuzeigen.

Gleitlagertechnik Essen GmbH, Essen

Dr. Stefan Verstege,

Praktische Vorführungen runden den Workshop ab.

Unsere Workshop-Themen sprechen die Zielgruppe Betreiber, Planer und Instandhaltungspersonal

an.

Verschiedene ‐ Lagergeometrien

Turbinenöl- und Schwingungs-Monitoring-Methoden werden in 15:15 h Gleitlagerschäden in der Überwachung

diesem Workshop ‐ Reinigung vorgestellt. von Ölsystemen

Clemens Bueren, Siempelkamp NIS

Fragen aus dem Teilnehmerkreis

‐ Laufverhalten von Turbinen

Ingenieurgesellschaft werden gerne mbH, im Vorfeld Essen entgegengenommen

und vor Ort gemeinsam diskutiert.

Schwerpunkte sind unter anderem:

| Turbinenöl-Monitoring

16:00 h Standortbesichtigung Kraftwerk Neurath

Ihre Fragen senden Sie bitte an vgb-oil-pp@vgb.org

| Fluidengineering Praktische Vorführungen runden den Workshop ab.

18:30 h

Wir freuen uns darauf, Abendveranstaltung

Sie in Bedburg begrüßen zu dürfen.

| Ausrichtungsempfehlung

Unsere Workshop-Themen sprechen die Zielgruppe Betreiber,

| Lagergeometrien

Planer und Instandhaltungspersonal an.

PROGRAMM

10:45

PROGRAMM

h Typische Schadensbilder und deren Ursachen bei

Turbogetrieben

PROGRAMM ÄNDERUNGEN Fragen aus VORBEHALTEN

dem (Änderungen Teilnehmerkreis vorbehalten) werden gerne im Vorfeld

ÄNDERUNGEN VORBEHALTEN

David Ziolko, J.M. Voith SE & Co. KG, Crailsheim

entgegengenommen und vor Ort gemeinsam diskutiert.

DIENSTAG, 24. MÄRZ 2020

Ihre Fragen senden Sie bitte an vgb-oil-pp@vgb.org

11:15 MITTWOCH, h Wuchten 25. von Rotoren MÄRZ 2020

Chance oder Luxus?

12:00 h Begrüßung

09:00 h Reinigung und Spülen von Ölsystemen nach

Dr. Matthias Humer, Uniper Anlagenservice GmbH,

Wir freuen Ursachen uns darauf, thermischer Sie in Bedburg Anstreifschäden begrüßen zu dürfen.

VGB-S-030

Essen

Peter Richter, VGB PowerTech e.V., Essen

Heiko Fingerholz, VGB PowerTech Service GmbH,

11:45 h Praktische Vorführung und Diskussion

12:15 h Essen, im Anforderungen November 2019

Gelsenkirchen

an Turbinenöle

Clemens Bueren, Siempelkamp NIS

Proactive Maintenance – Online Fluidmonitoring und

09:45 h Praktische Vorführung und Diskussion

Ingenieurgesellschaft mbH, Essen

Pflege

Heiko Fingerholz, VGB PowerTech Service GmbH,

Andreas Busch und Berk Saracoglu,

12:15 h Mittagspause Gelsenkirchen

HYDAC FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar

13:0010:15 h h Empfehlung Kaffeepause für Überwachung und Monitoring an

12:45 h Praktische Vorführung und Diskussion

Dampfturbinen von 0,8 bis 800 MW

PROGRAMM

10:45 h Typische Schadensbilder und deren Ursachen bei

Andreas Busch und Berk Saracoglu,

Clemens Turbogetrieben

Bueren, Siempelkamp NIS

ÄNDERUNGEN HYDAC VORBEHALTEN

FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar

Ingenieurgesellschaft David Ziolko, J.M. mbH, Voith Essen SE und & Co. Dr. KG, Matthias Crailsheim

13:15 DIENSTAG, h Mittagspause 24. MÄRZ 2020

11:15 h

Humer, Uniper Anlagenservice GmbH, Essen

Wuchten von Rotoren

14:00 h Gebrauchtölmonitoring anhand von Laboranalysen 13:45 h Abschlussdiskussion

Chance oder Luxus?

12:00 h Begrüßung

Dr. Jens Ursachen Steidtner, thermischer RWE Power Anstreifschäden

AG, Frechen

Dr. Matthias Humer, Uniper Anlagenservice GmbH,

14:30 h Ende der Essen Veranstaltung

14:45 h Die tragende Peter Richter, Rolle VGB des Öls PowerTech – Grundlagen e.V., Essen der

12:15 h Gleitlagertechnik

11:45 h Praktische Vorführung und Diskussion

Anforderungen an Turbinenöle

Dr. Stefan Proactive Verstege,

Clemens Bueren, Siempelkamp NIS

Maintenance – Online Fluidmonitoring und

Gleitlagertechnik Pflege Essen GmbH, Essen

Ingenieurgesellschaft mbH, Essen

15:15 h Gleitlagerschäden Andreas Busch in und der Berk Überwachung Saracoglu,

12:15 h Mittagspause

Clemens HYDAC Bueren, FILTER Siempelkamp SYSTEMS NIS GMBH, Sulzbach/Saar

13:00 h Mit freundlicher Empfehlung Unterstützung für Überwachung von und Monitoring an

12:45 h Ingenieurgesellschaft Praktische Vorführung mbH, Essen und Diskussion

Dampfturbinen von 0,8 bis 800 MW

16:00 h Standortbesichtigung Andreas Busch und Kraftwerk Berk Saracoglu, Neurath

Clemens Bueren, Siempelkamp NIS

HYDAC FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar

Ingenieurgesellschaft mbH, Essen und Dr. Matthias

18:30 h Abendveranstaltung

13:15 h Mittagspause

Humer, Uniper Anlagenservice GmbH, Essen

14:00 h Gebrauchtölmonitoring anhand von Laboranalysen 13:45 h Abschlussdiskussion

ANMELDEUNTERLAGEN Dr. Jens Steidtner, RWE Power AG, Frechen

PROGRAMM

14:30 h Ende der Veranstaltung

www.vgb.org

ÄNDERUNGEN

14:45 Menü: h Veranstaltungen

VORBEHALTEN

Die tragende Rolle des Öls – Grundlagen der

ONLINEANMELDUNG Gleitlagertechnik

ww.vgb.org/oel_kraftwerk_anmeldung.html

MITTWOCH, 25. Dr. MÄRZ Stefan Verstege, 2020

TEILNEHMERGEBÜHREN/HINWEISE

Gleitlagertechnik Essen GmbH, Essen

09:00 h Reinigung und Spülen von Ölsystemen nach

VGB-Mitglieder € 650,00

AKTUELLE INFORMATIONEN

15:15 h VGB-S-030 Gleitlagerschäden in der Überwachung

Nichtmitglieder € 1.000,00

www.vgb.org/oel_kraftwerk_20.html

Heiko Fingerholz, Clemens Bueren, VGB PowerTech Siempelkamp Service NIS GmbH,

Mit freundlicher Unterstützung von

Datenschutzhinweise: www.vgb.org/datenschutzhinweis.html

KONTAKT Gelsenkirchen Ingenieurgesellschaft mbH, Essen

Koordination:

09:4516:00 Diana

h h

Ringhoff

Praktische Standortbesichtigung

| E: vgb-oil-pp@vgb.org

Vorführung und Diskussion Kraftwerk Neurath

18:30 h Heiko Fingerholz,

Abendveranstaltung

VGB PowerTech Service GmbH,

Gelsenkirchen

10:15 h Kaffeepause

PROGRAMM

ÄNDERUNGEN VORBEHALTEN

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Members´News VGB PowerTech 11 l 2019

„TÜV-Plakette“ für das Energieund

Umweltmanagement der

ENERVIE Gruppe

Erfolgreich rezertifiziert: Michael Lotz, Leiter Managementsysteme Mitte-West, OBS Systemzertifizierung

TÜV NORD (links), übergab ENERVIE Vorstandssprecher Erik Höhne (2.v.r.),

Thomas Leuschner (Leiter Arbeits-/Umweltschutz ENERVIE und Geschäftsführer ADUG, 2.v.l.) und

Matias Busse (Energiemanager ADUG, rechts) das Zertifikat.

E.ON plant Bau eines

Biomassekraftwerks im

UPM Werk Hürth

(eon) E.ON plant den Bau eines Biomassekraftwerks

auf dem Gelände des UPM Papierwerks

in Hürth. Die neue Anlage ist auf

eine elektrische Leistung von 20 Megawatt

(MW) sowie eine thermische Feuerungsleistung

von 87 MW ausgelegt. E.ON plant

Investitionen von rund 110 Millionen Euro

in das Projekt und mehr als 30 neue Arbeitsplätze

sollen entstehen.

Das Kraftwerk wird neben der Wärmeversorgung

des Werks Hürth auch erneuerbare

Energie in das Stromnetz einspeisen und

wird so zur Energiewende, zum Klimaschutz

und zur Stabilität des öffentlichen

Stromnetzes in Deutschland beitragen.

Den Brennstoff Restholz bezieht E.ON aus

dem regionalen Umfeld. Im ersten Quartal

2022 soll die Anlage in Betrieb gehen.

E.ON Vorstandsmitglied Karsten Wildberger:

„Gemeinsam mit UPM werden wir

zeigen, dass eine wirtschaftliche und verlässliche,

nahezu CO 2 -neutrale Energieversorgung

eines energieintensiven Industriebetriebs

möglich ist. Wir bringen unsere

Erfahrung und eine ausgereifte Technik in

die Partnerschaft ein. UPM und E.ON liefern

damit ein Beispiel für die klimafreundliche

Energieversorgung der Wirtschaft,

das weit über die Papierbranche hinausreichen

wird.“

„Durch die neue Versorgung kann das

Werk UPM Hürth seinen CO 2 -Fußabdruck

signifikant senken. Das Projekt unterstützt

den langfristig geplanten Ausstieg aus der

Kohleverstromung in Deutschland“, sagt

Winfried Schaur, Vorstandsmitglied von

UPM. „Die neue Anlage soll eine stabile

und wirtschaftlich planbare Wärmeversorgung

des Standorts sicherstellen und unseren

schon heute auf 100 Prozent Altpapier

basierenden Produktionskreislauf in Hürth

noch nachhaltiger machen“, so Schaur abschließend.

Beide Unternehmen kooperieren bereits

am UPM-Standort im bayrischen Plattling.

Dort versorgt E.ON die Papierfabrik mit einem

hocheffizienten Gas- und Dampfkraftwerk.

Biomassekraftwerke im industriellen

Maßstab betreibt E.ON auch in Großbritannien

und Schweden.

Über UPM

UPM liefert erneuerbare und verantwortungsvolle

Lösungen sowie Innovationen

für eine Zukunft ohne fossile Rohstoffe.

Der Konzern besteht aus sechs Geschäftsbereichen:

UPM Biorefining, UPM Energy,

UPM Raflatac, UPM Specialty Papers, UPM

Communication Papers und UPM Plywood.

Das Unternehmen beschäftigt weltweit

etwa 19.000 Mitarbeiter und die Umsatzerlöse

liegen bei etwa 10,5 Milliarden Euro

pro Jahr.

UPM Communication Papers

UPM Communication Papers ist der weltweit

führende Hersteller von grafischen

Papieren und bietet seinen Kunden aus der

Werbebranche, dem Verlagswesen und Anwendern

aus den Bereichen Home und Office

eine umfangreiche Produktpalette. Die

leistungsstarken Papiere und Service-Konzepte

von UPM schaffen Mehrwert für Unternehmenskunden

und erfüllen zugleich

aktiv die strengsten Kriterien für Umweltschutz

und soziale Verantwortung. Mit

Hauptsitz in Deutschland beschäftigt UPM

Communication Papers etwa 8.000 Mitarbeiter.

Weitere Informationen zu UPM

Communication Papers und allen Produkten

finden Sie unter www.upmpaper.de

(193510812)

LLwww.eon.com

(enervie) Erstmals wurden Energiemanagement

und Umweltschutz in einem integrierten

Managementsystem der ENER-

VIE Gruppe betrachtet und vom TÜV

NORD rezertifiziert. Die Unternehmen im

Konzern erhielten unter diesen erweiterten

Vorgaben nun die Zertifikate nach DIN EN

ISO 50001 und DIN EN ISO 14001.

„Herzlichen Glückwunsch zur erfolgreichen

Zertifizierung“, konnte Michael Lotz,

Leiter Managementsysteme Mitte-West,

OBS Systemzertifizierung TÜV NORD,

dann bei der Übergabe der Zertifikate den

ENERVIE Verantwortlichen sagen. „In der

Energiebranche stellen sich bisher nur wenige

Unternehmen dieser doppelten Prüfung.

Umso mehr ist es erfreulich, dass Sie

hier im Einzelnen sowie im Ganzen in Sachen

Energieeffizienz und Umweltschutz

die Anforderungen der jeweiligen Norm

erfüllen.“

„Ein sehr gutes Ergebnis – und die Bestätigung,

dass wir in Sachen Energie und

Umwelt richtig unterwegs sind“, freut sich

Erik Höhne als Vorstandssprecher der

Gruppe. Mit der Zertifizierung verpflichtet

sich die ENERVIE Gruppe zudem zur stetigen

Verbesserung im Ressourcen- und Umweltschutz.

„Eine Herausforderung, zu der

wir uns als Energieunternehmen und im

Sinn unserer Kunden stellen.“ Das Knowhow

aus dem Unternehmen fließt für ihn

beispielsweise extern in der Initiative zum

kommunalen Energie- und Ressourcennetzwerk

„KERN“, die von der ENERVIE

Gruppe gestartet wurde, zusammen. Im

Netzwerk gehen die Kommunen in der Region

gezielt Klimaschutzprojekte im öffentlichen

Raum an.

Gemeinsam mit Betrieben Klimaschutz

voranbringen

„Um Erfolge in Sachen Klimaschutz zu

erzielen, sind Energiemanagement, -audits

und -controlling sowie CO 2 -Bilanzierung

wichtige Werkzeuge. Wir unterstützen Unternehmen

auf dem Weg zur Energie- und

Ressourceneffizienz und beraten zu Maßnahmen,

die den Klimaschutz verstärken

und sich zudem wirtschaftlich für die Betriebe

darstellen“, berichtet Thomas Leuschner

als verantwortlicher Leiter Arbeitsund

Umweltschutz und Geschäftsführer

der Tochtergesellschaft ADUG.

Weitere Informationen: www.enerviegruppe.de/Home/Verantwortung.aspx.

(193510813)

LLwww.enervie-gruppe.de

18


VGB PowerTech 11 l 2019

Members´News

ESB and Equinor announce

partnership to deliver potential

offshore wind projects

(esb) ESB is pleased to announce that it has

entered into a partnership with Equinor, a

Norwegian-based energy company.

The partnership will work to identify

suitable sites for new offshore windfarms

in Irish waters and work to mature potential

future wind projects. The potential for

energy storage technology and other technologies

to complement offshore wind operations

will also be examined.

It is the ambition of the partnership to explore

opportunities for large scale wind projects

towards commercial operation by

2030, thus contributing to the wider goals

of the Irish Government on energy transition.

Furthermore, this agreement strengthens

ESB’s commitment to the development

of an offshore wind portfolio in the Irish

market, building on a recent investment in

the Galloper offshore windfarm in the UK

and making an important contribution to

ESB’s Brighter Future Strategy. This partnership

will also support the Government’s

2050 vision for a net zero carbon economy

through fixed and floating offshore wind

farms and enabling technologies.

The partnership is founded on a longterm

vision held by both participants to

develop well-designed offshore wind projects

of scale, taking into account the needs

and interests of key stakeholders.

Equinor has significant global experience

in the development and operation of offshore

wind energy projects which complement

ESB’s existing expertise and experience

of developing and operating generation

projects in the Irish and UK market.

Welcoming the partnership, ESB Generation

and Trading Executive Director Jim

Dollard, says: “Through this partnership,

we are demonstrating our commitment to

creating a low-carbon future, powered by

clean electricity. The delivery of offshore

wind projects in Ireland further supports

our strategy to significantly reduce the carbon

intensity of the electricity we generate.

By collaborating with innovative,

like-minded organisations such as Equinor

we will play a leading role in the transition

to a clean energy future. Equinor’s scale

and capabilities making them an ideal

long-term partner. Today’s announcement

represents a significant commitment by

ESB in offshore wind in Ireland.”

The initiation of this partnership is timely.

The Government’s Climate Action Plan, published

in June of this year, set a target to have

at least 3.5GW of offshore wind for Ireland

in the next decade, which will help renewables

account for 70 percent of electricity generation

by 2030. With a sea area almost 10

times the size of its landmass, Ireland has

very significant offshore wind capacity.

EVN: Über 1.000 Anlagen fest im Blick. VN Mitarbeiter Karl Meisinger und Bernd Muik

(Foto: EVN/Rumpler)

With a sea area almost 10 times the size of

its landmass, Ireland has very significant

offshore wind capacity.

“We are looking forward to a strong collaboration

with ESB, where we will jointly

explore offshore wind opportunities in the

Irish market. ESB brings local knowledge

and expertise and in the ongoing energy

transition offshore wind can contribute as

an important source of renewable providing

energy to people and progress to society,”

says Senior Vice President for business

development in New Energy Solutions,

Equinor Jens O. Økland. (193510815)

LLwww.esb.ie

EVN: Über 1.000 Anlagen

fest im Blick

Neue Zentralwarte geht rechtzeitig vor

Heizsaison in Betrieb

Über 1.000 Anlagen werden künftig mit

Hilfe der neuen Warte in Mödling zentral

überwacht. Dazu gehören auch die Biomasse-Anlagen

der Thermenregion, dem

größten Naturwärmenetz Österreichs.

„Das Netz hat eine Länge von rund 150

Kilometern und erstreckt sich über 11 Gemeinden.

Die EVN Wärme versorgt ca.

30.000 Kunden mit Wärme, Warmwasser

und Klima-Raumkühlung“, so EVN Sprecher

Stefan Zach.

Gleichzeitig werden aber auch alle anderen

Wärme-Anlagen und Netze der EVN

Wärme überwacht. „Für die sichere Versorgung

arbeiten in der Warte 2 bis 3 Mitarbeiter

rund um die Uhr“, so Zach. „Im Mittelpunkt

steht dabei die permanente Überwachung

der Anlagen und Netze.

Gegebenenfalls wird von hier aus auch die

Störungsbehebung eingeleitet.“

EVN Wärme GmbH

Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für

die EVN insbesondere im Wärmebereich

seit vielen Jahren von großer Bedeutung.

Die EVN betreibt heute mit Partnern aus

der Landwirtschaft und der Sägeindustrie

bereits über 60 Biomasseanlagen in ganz

Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten

kommunalen Fernwärme wird

aus Biomasse erzeugt. Durch die enge Kooperation

der EVN mit der regionalen

Land- und Forstwirtschaft bleibt die Wertschöpfung

der Region erhalten. Die EVN

setzt auf regionale Biomasse und arbeitet

nur mit österreichischen Partnern. Mit einem

Einsatz von rund 1,5 Millionen

Schüttraummeter Hackschnitzel ist die

EVN der größte Naturwärmeversorger aus

Biomasse in Österreich. (193510824)

LLwww.evn.at

Eskom shares the Transmission

Development Plan for

2020 to 2029

(eskom) Eskom shared its Transmission

Development Plan (TDP) for the period

2020 to 2029 with different stakeholders

at a public forum in Midrand. This is part of

Eskom’s Transmission licence requirements

issued by the National Energy Regulator

of South Africa (Nersa), which requires

Eskom to publish a TDP annually.

This forum forms part of a consultative

process where industry, various business

sectors, local government and other infrastructure

development partners, get to influence

the long-term development plan of

the transmission system.

Segomoco Scheppers, Group Executive

for Transmission says, “Some adjustments

have been made to the TDP since its last

publication in 2018, which include the

re-phasing of capital investment in transmission

projects to align with the project

execution timelines associated with servitude

acquisitions and current available

funding.”

Significant progress has also been made in

the establishment of a transmission network

to enable the successful connection of

additional generation from Medupi and Kusile

to the national grid. Furthermore, approximately

379 km of lines and 540 MVA

19


Members´News VGB PowerTech 11 l 2019

VGB-FACHTAGUNG

DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE-

UND HEIZKRAFTWERKE & BHKW 2020

mit Fachausstellung

(17.) 18. UND 19. MÄRZ 2020 IN PAPENBURG

VERANSTALTUNGSORT

Hotel Alte Werft Papenburg

Ölmühlenweg 1

26871 Papenburg

L www.hotel-alte-werft.de

Um die aktuellen und zukünftigen energiepolitischen Anforderungen

mit den bestmöglichen technologischen Entwicklungen zu

begleiten, stellt die VGB-Fachtagung „Dampferzeuger, Industrieund

Heizkraftwerke & BHKW“ im Jahr 2020 neben den

Themen

| Flexibilisierung,

| Speichertechnologien und

| geänderte Gesetzgebung im Zusammenhang mit den

zukünftigen Grenzwerten und technische Umsetzung

die „Energietechniken der Zukunft – Wechsel von Kohle zu

Energien der Zukunft“ in den Fokus.

Aktuelle Betriebserfahrungen mit neuen Technologien sowie

praktischen Anwendungen werden diskutiert. Ziel dieser

Fach tagung ist es, durch einen aktiven und zielgerichteten

Erfahrungsaustausch die Chance nutzen, auch zukünftig optimale

technische Aufstellungen zu definieren. Neben einem attraktiven,

aktuellen und zielgerichteten Vortragsprogramm soll ein intensiver

Erfahrungsaustausch zwischen den Betreibern und Herstellern

stattfinden. Dazu präsentieren sich unsere Kooperationspartner in

der begleitenden Fachausstellung.

Parallel zur Fachtagung findet am 18. März 2020 die

Sektion „BHKW“ statt.

Der verstärkte dezentrale Einsatz von Blockheizkraftwerken

(BHKW) ist ein Weg, um stark schwankende Einspeisungen

von erneuerbaren Energien auszugleichen. Der Betrieb wird

durch Förderungen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes

(KWKG) unterstützt. Die Motorentechnik bietet die Möglichkeit,

hohe Lastwechsel gradienten zu bedienen, bei kurzer Anfahrzeit

und nur geringem technischen Aufwand bei der Warmhaltung.

Diesen Eigenschaften geschuldet, ist eine stark wachsende

Bedeutung der Verbrennungsmotoren im Bereich der Stromund

Wärmeerzeugung festzustellen.

Nutzen Sie diese VGB-Veranstaltung als Plattform für Ihr

Networking und einen Erfahrungsaustausch unter Fachleuten.

Wir können die Herausforderungen des Wandels in der

Energieerzeugung gemeinsam meistern.

Auf Wiedersehen in Papenburg!

TAGUNGSPROGRAMM

(Änderungen vorbehalten)

10:00

bis

16:00

DIENSTAG, 17. MÄRZ 2020

1) Sitzung „TG Industrie- und Heizkraftwerke“

Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V.

2) Sitzung „PG BHKW“

Andreas Böser, VGB PowerTech e.V.

18:00 Get-Together in der Ausstellung

MITTWOCH, 18. MÄRZ 2020

08:00 Registrierung & Besuch der Fachausstellung

Sektionsleitung: Michael Schütz, RWE AG, Essen

Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V., Essen

09:00 Begrüßung

09:15

V 01

09:45

V 02

10:15

V 03

11:30

V 04

12:00

V 05

Implikation ambitionierter Klimapfade auf

die deutsche Energiewirtschaft

Stefan Schönberger;

Boston Consulting Group, Hamburg

Die neue 13. BImSchV – Finden Luftreinhaltung und

Energiewende endlich zusammen?

Dr.-Ing. Martin Ruhrberg, BDEW Bundesverband der

Energie & Wasserwirtschaft e.V., Berlin

Jenseits der Kohle, jenseits des Holzes,

die Fabrik als Wald

Marinus Tabak, RWE Generation NL, Niederlande

Unterschiedliche Gasqualitäten und Anforderungen

an die Umwandlungsprozesse

Dr. Matthias Werschy, DBI Gut, Freiberg

Konzept einer Energie- und Verwertungsanlage

am Industriestandort Jänschwalde

Günter Heimann, Frank Mielke,

LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus

12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung

ONLINEANMELDUNG

L www.vgb.org/dihkw_bhkw_anmeldung.html

Stay in contact with us!

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

20


VGB PowerTech 11 l 2019

VGB-FACHTAGUNG

Members´News

DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE-

UND HEIZKRAFTWERKE &

BHKW 2020

14:00

V 06

14:30

V 07

Aktivkohle-Dosieranlage Lippendorf –

Konzept, Errichtung und Betrieb

A. Schröter, Ch. Rönisch, O. Höhne,

LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus

Praktische Erfahrung mit der Distran Ultra

Hauptautor: Walter Umbricht, Distran, Zürich, Schweiz

Co-Autor: Jörg Schubert, RWE Power AG,

Kraftwerk Neurath

MITTWOCH, 18. MÄRZ 2020

BHKW-Sektion (Raum Elbe 1)

B 01 –

B 08

Sektionsleitung: Steffen Lilienthal, HKW Cottbus mbH;

Andreas Böser, VGB PowerTech e.V., Essen

09:00 Begrüßung der BHKW-Sektion

09:15

B 01

09:45

B 02

10:15

B 03

11:30

B 04

12:00

B 05

Umstellung eines Wärmestandortes von Kohle

auf Gas – HKW Stuttgart-Gaisburg

Jens Rathert, EnBW, Stuttgart

Technische Versicherung Allianz!

Schadenerfahrungen und Beispiele von

Versicherungslösungen für KWK-Anlagen

Birte Trefz, Hans-Jürgen Mader,

Allianz Versicherungs AG, Hamburg

Gasmotoren KWK für erneuerbare Brennstoffe

Dr. Klaus Payrhuber, Dr. Michael Url,

INNIO Jenbacher GmbH & Co. OG, Austria

Monitoring von Schmierstoffen und Gasmotoren –

Welchen Beitrag die Schmierstoffanalytik leistet

Stefan Mitterer, OELCHECK GmbH, Brannenburg

Der Begriff des Standes der Technik in Bezug auf

BImSchG und MVP-/LCP-Richtlinie mit Umsetzung

durch 44. sowie 13. BImSchV.

Stefan Hüsemann, Dr. Poppe AG, Kassel

12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung

14:00

B 06

14:30

B 07

15:00

B 08

Chance der Sektorenkopplung

für großtechnische Verbrennungsanlagen

Marc Jedamzic, Mitsubishi Hitachi Power

Systems Europe GmbH, Duisburg

Verwendung von Wasserstoff im BHKW

Dr. Sebastian Ohler,

Caterpillar Energy Solutions GmbH, Mannheim

BHKW-Technologie für

„grün“ erzeugten Wasserstoff

Frank Grewe, F&E 2G Energietechnik GmbH, Heek

DONNERSTAG, 19. MÄRZ 2020

09:00 Besuch der Fachausstellung

Sektionsleitung: Thomas Bahde, Vattenfall Wärme AG,

Berlin; Werner Hartwig, VGB PowerTech e.V., Essen

09:30

V 08

Entwicklungspfade Thermischer Kraftwerke auf

dem Weg zur EU-Kohlenstoffneutralität:

Biomasse – Wasserstoff – Power to X

Dr.-Ing. Christian Bergins, Mitsubishi Hitachi

Power Systems Europe GmbH, Duisburg

10:00

V 09

11:00

V 10

11:30

V 11

12:00

V 12

Entwicklung eines Beschichtungskonzepts zum

Korrosionsschutz von Überhitzerstählen bei

Biomasse (Mit-) Verbrennung in Kohlekraftwerken

Tobias Meißner, DECHEMA-Forschungsinstitut, Frankfurt

StoreToPower-Pilotanlage zur Entwicklung eines

Wärmespeicherkraftwerks im Rheinischen Revier

Dr. Witold Arnold, RWE Power AG, Essen

Inbetriebnahmeprüfung von Kraftwerksanlagen

nach BetrSichV

Florian Birkeneder,

TÜV Rheinland Industrie Service, Berlin

„Gore System“ im Anwendungsfall

Philipp Schauer, Erik Kühnel,

Stadtwerke Chemnitz, Chemnitz

12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung

14:00

V 13

14:30

V 14

15:00

V 15

15:30

bis

16:00

Vorstellung der neuen Q 101 Dämmarbeiten an

Kraftwerkskomponenten

Thomas Ortlieb, G&H Isoliertechnik, Speyer

Technische Lösungen für zukünftige

Emissionsgrenzwerte

Thomas Schröder, SAACKE GmbH, Bremen

Trichterbeschichtung als Erosionsschutz an einem

815/h Dampfkessel im Kraftwerk Jänschwalde

Frank Graßmel,

LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Peitz

Abschlussdiskussion mit

anschließendem Farewell-Coffee

ORGANISATORISCHE HINWEISE

VERANSTALTUNGSORT

Hotel Alte Werft Papenburg

Ölmühlenweg 1

26871 Papenburg

KONFERENZSPRACHEN

Konferenzsprache: Deutsch

(Simultanübersetzung nur bei erhöhtem Interesse)

ANMELDUNG | ONLINE

www.vgb.org/dihkw_bhkw_anmeldung.html

bis zum 27. Februar 2020 (Redaktionsschluss des Teilnehmerverzeichnisses,

spätere Anmeldung, auch vor Ort, möglich).

TEILNEHMERGEBÜHREN/HINWEISE

VGB-Mitglieder € 750,00

Nichtmitglieder € 990,00

Hochschule, Behörde, Ruheständler € 300,00

ABENDVERANSTALTUNG

Am Mittwoch, 18. März 2020 ist jeder Teilnehmer herzlich zur

Abendveranstaltung eingeladen. Es findet eine Besichtigung der Meyer

Werft statt. Im Anschluss an die Besichtigung beginnt die Abendveranstaltung

in der ‚Alten Werft‘.

Kontakt: Barbara Bochynski | Tel. +49 201 8128-205 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-dihkw@vgb.org

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

21


Members´News VGB PowerTech 11 l 2019

of transformation capacity were successfully

commissioned in the 2019 financial year.

A number of transmission substations

and transformer capacity enhancement

projects were commissioned in support of

the Renewable Energy Independent Power

Producer Procurement (REIPPP) Programme

Bid Windows 1 to 3, increasing

the number of connected projects to 67, totalling

4,041 MW which was in operation

by July 2019.

As part of the TDP for the period 2020 to

2029, Eskom plans to increase its transmission

infrastructure by approximately 4 800

km of extra high voltage transmission lines

and 35 000 MVA of transformer capacity

over the next 10 years. This is part of Eskom’s

commitment to capital investment in

infrastructure and compliance with the

South African Grid Code, which sets out

the essential requirements for a reliable

and efficient transmission system. All this

takes place in the context of the Eskom

Roadmap and the creation of the Transmission

subsidiary,” said Scheppers.

(193510819)

LLwww.eskom.co.za

Helen optimises district heat

production as one of the means

towards carbon neutrality

(helen) Helen is improving energy efficiency

in the district heating network by acquiring

a digital control system that optimises

the district heating network. The system

will enable the reduction of both emissions

and costs.

The digital optimisation system for district

heat production and network will enable

the management of production, consumption

and distribution in the entire district

heating network through a single

solution. The digital platform will allow efficient

building of demand response control

in the future. This will bring new possibilities

for reducing both emissions and costs.

The system in question is a real-time extension

to Helen’s existing automation and

production planning systems. The extension

for Helen will be implemented by Valmet.

The optimisation application for the

district heating network is part of Valmet’s

industrial internet services for customers

in the energy industry.

“With the system, we will improve the energy

efficiency of the entire district heating

network as the network can be used in a

more optimal way, calculating the effects

of transfer lags and temperatures in advance.

The change in the operating model

will enable reduced costs in energy procurement

and decreased emissions,” says

Helen’s Team Manager Miika Lindholm.

“The system optimises the temperature,

pressure differences and pumping of supply

water in the district heating network

and coordinates the outputs of the heating

plants and district heat batteries. It will

also enable automated management of the

district heating network and plants,” Lindholm

continues.

The optimisation system is due to be commissioned

in spring 2021.

Helen aims for carbon neutrality by 2035

“Helen aims towards carbon-neutral energy

production, and the optimisation of

district heat production and the district

heating network is one of our numerous

means of attaining this objective,” says

Helen’s Director Heikki Hapuli.

By 2025, Helen will reduce carbon dioxide

emissions by 40 per cent compared to

the 1990 level, increase the share of renewable

energy in energy production to 25 per

cent, and halve the amount of coal used.

Helen will phase out the use of coal in full

by 2029. Helen’s energy production will be

carbon neutral in 2035. (193510828)

Facts:

• Helen is acquiring an adaptive control

system that optimises the district heating

network.

• The system will improve energy efficiency

in the district heating network.

• It will reduce the costs and emissions of

energy procurement.

• The system will be implemented by Valmet

Automation Oy, and it will become

operational in spring 2021.

LLwww.helen.fi

innogy versorgt die Asahi

Brauereien in Polen mit Ökostrom

• Langfristiger Stromliefervertrag für

zehn Jahre

• Onshore-Windpark Nowy Staw soll

100% des Strombedarfs der polnischen

Asahi-Brauereien decken

• Erster PPA in Polen für einen Windpark

in Planung, der keine staatliche Förderung

erhält

(innogy) Die Kompania Piwowarska SA,

eine Tochtergesellschaft der Asahi Breweries

Europe Group, einen Stromliefervertrag

(Power Purchase Agreement – PPA)

mit innogy unterschrieben, um den Strombedarf

der Produktion auf 100 Prozent erneuerbare

Energien umzustellen: Kompania

Piwowarska wird Ökostrom aus dem

polnischen innogy-Windpark Nowy Staw

beziehen, um den Strombedarf ihrer drei

polnischen Brauereien zu decken.

Asahi Breweries Europe Group betreibt in

Polen drei Brauereien durch das lokale

Tochterunternehmen Kompania Piwowarska,

dem Marktführer in der polnischen

Bierindustrie: Tyskie Browary

Książęce in Tychy, die Dojlidy Brauerei in

Białystok und Lech Browary Wielkopolski

in Posen.

Die Vertragslaufzeit des PPA beträgt zehn

Jahre – von 2020 bis 2029. Ab 2020 wird

innogy‘s polnischer Onshore-Windpark

Nowy Staw (73 Megawatt installierte Leistung)

nahe der Stadt Danzig grünen Strom

mit einem Liefervolumen von 30 GWh (Gigawattstunden)

an die Kompania Piwowarska

liefern. Ab 2021 soll der Windpark

Nowy Staw den gesamten Energiebedarf

aller polnischen Brauereien der Kompania

Piwowarska durch eine geplante Erweiterung

des Bestandswindparks um bis zu elf

Megawatt decken. innogy plant den Baustart

zur Nowy Staw-Erweiterung für das

Jahr 2020 und die Inbetriebnahme voraussichtlich

für das Jahr 2021. Ab dann soll

Nowy Staw bis zu 80 GWh jährlich an die

drei polnischen Brauereien liefern. Dies ist

das erste Mal, dass in Polen ein PPA unterschrieben

wird, bei dem der erzeugte

Strom aus einem neuen, noch nicht in Betrieb

befindlichen Windprojekt kommt, das

keine staatliche Förderung für erneuerbare

Energien erhält.

Holger Himmel, CFO Renewables bei innogy

SE erklärt: „Dieser Vertrag ist beispielhaft

für eine moderne Energiewelt, in

der sich die erneuerbaren Energien dem

Wettbewerb stellen: Der Deal ermöglicht

es Asahi, die polnischen Produktionsstätten

klimafreundlich betreiben, indem der

CO 2 -Ausstoß deutlich reduziert wird.

Gleichzeitig können wir durch den PPA unseren

Windpark ausbauen, ohne auf staatliche

Förderung angewiesen zu sein. Gemeinsam

zeigen wir, wie Klimaschutz zu

Marktbedingungen funktioniert. Unser

Ziel ist es, erneuerbare Energien weltweit

mit Hilfe von PPAs und Partnerschaften

auszubauen, so wie wir es bei diesem Projekt

tun.“

Paolo Lanzarotti, CEO Asahi Breweries

Europe Group: „Ich freue mich sehr, dass

wir bereits ab 2021 ein Drittel unseres Produktionsvolumens

in Mitteleuropa mit 100

Prozent Ökostrom brauen werden. Das

entspricht etwa drei Milliarden Bierflaschen

pro Jahr. Damit werden wir unsere

CO 2 -Bilanz in Polen im Vergleich zu 2019

um 66 Prozent verringern. Mit diesem Deal

gehen wir eine bedeutende Verpflichtung

ein, mit der wir nicht nur dem Ziel der Asahi-Gruppe

einen Schritt näher kommen,

über die gesamte Lieferkette hinweg bis

2050 klimaneutral zu sein, sondern legen

gleichzeitig für innogy den Grundstein, in

ein neues Onshore-Bauprojekt zu investieren,

das die Energiewende in Polen vorantreiben

wird.“

Der Vertrag ist Teil der Nachhaltigkeitsstrategie

von Asahi, mit der Zielsetzung,

entlang der gesamten Lieferkette bis 2050

klimaneutral zu sein. (193510831)

LLwww.innogy.com

22


VGB PowerTech 11 l 2019

Members´News

innogy liefert Sonnenstrom an

Audax Renovables

• Solarkraftwerk Alarcos erhält keine

staatliche Förderung

• Langfristige Preissicherheit durch Stromabnahmevertrag

(PPA) mit zehnjähriger

Laufzeit

• innogy Solarpark soll Strombedarf der

spanischen Audax-Kunden decken

(innogy) Audax Renovables S.A. (Audax)

hat mit innogy einen langfristigen Stromabnahmevertrag

unterzeichnet, ein sogenanntes

Power Purchase Agreement (PPA),

zur Lieferung von Ökostrom aus innogys

Solarkraftwerk Alarcos (50 Megawatt). Mit

diesem Vertrag bezieht Audax einen wichtigen

Teil der benötigten Strommenge, um

seine spanischen Kunden mit grünem

Strom versorgen zu können.

Die Vertragslaufzeit beträgt zehn Jahre.

Wirksam wird die Vereinbarung ab dem

ersten Halbjahr 2020, wenn die Photovoltaikanlage

Alarcos ihren vollständigen Betrieb

aufgenommen hat. Ab diesem Zeitpunkt

soll der innogy-Solarpark seine jährliche

Gesamtproduktion an Audax liefern:

etwa 100 Gigawattstunden Ökostrom pro

Jahr. Die grüne Eigenschaft des erzeugten

Stroms wird über die Ausstellung von Herkunftsnachweisen

belegt.

Dazu Holger Himmel, CFO Renewables

bei innogy SE: „Mit dieser Vereinbarung

stellen wir unter Beweis, dass Klimaschutz

zu Marktbedingungen machbar ist. Dank

des PPA können wir unseren Solarpark Alarcos

ohne staatliche Förderung betreiben.

Damit unterstreichen wir noch einmal,

dass Solarenergie mittlerweile wettbewerbsfähig

ist. Die nochmals gesunkenen

Kosten für das Equipment werden diese

Entwicklung weiter beflügeln. Des Weiteren

kann Audax durch den PPA seine spanischen

Kunden mit klimafreundlicher Energie

versorgen.“ Keith Moseley, Leiter des

Bereichs Commercial bei innogy SE, ergänzt:

„Unser Ziel ist es, erneuerbare Energien

weltweit mit Hilfe von PPAs und Partnerschaften

auszubauen, so wie wir es bei

diesem Projekt mit Audax tun.“

José Elías, President von Audax Renovables

S.A., erklärt: „Dieser Vertrag steht mit

unseren strategischen Zielen in Einklang,

über langfristige PPAs möglichst kostengünstige

und saubere Energie zu beziehen,

um unser Wachstum weiter zu steigern.

Durch den PPA mit innogy können wir unsere

Position als erster unabhängiger Energieversorger

für mittelständische Unternehmen

in Spanien festigen.“

Das Solarkraftwerk Alarcos entsteht südlich

der Stadt Ciudad Real in der Autonomen

Gemeinschaft Castilla-La Mancha. Die

Photovoltaikanlage soll im zweiten Quartal

nächsten Jahres den kommerziellen Betrieb

aufnehmen. Nach der vollständigen

Inbetriebnahme wird das Solarkraftwerk

genügend Strom produzieren, um umgerechnet

rund 25.000 Haushalte klimafreundlich

zu versorgen. innogys Tochtergesellschaft

BELECTRIC ist für alle Bauarbeiten

verantwortlich und wird auch den

Betrieb und die Wartung der Photovoltaikanlage

dienstleistend übernehmen.

innogys Präsenz auf dem spanischen

Markt für erneuerbare Energien

innogy betreibt in Spanien bereits Onshore-Windparks

mit einer installierten Gesamtleistung

von über 440 Megawatt

(MW) sowie vier kleinere Wasserkraftwerke

(zusammen über 10 MW). Das Unternehmen

ist außerdem an einer Photovoltaikanlage

(1 MW) in der spanischen Provinz

Toledo beteiligt sowie am

solarthermischen Kraftwerk Andasol 3.

Andasol 3 liegt in der südspanischen Provinz

Granada und verfügt über eine installierte

Leistung von rund 50 MW. Damit hat

das Unternehmen ein solides Fundament

für weiteres Wachstum auf der iberischen

Halbinsel gelegt. (193510831)

LLwww.innogy.com

KELAG: Konferenz Erneuerbare

Energie Kärnten 2019

(kelag) Am 6. November 2019 veranstaltete

die Kelag zum 14. Mal die „Konferenz

Erneuerbare Energie Kärnten“.

Unter dem Tagungsmotto „Zentral. Dezentral.

Digital. Wie neue Technologien

unsere Energiewelt grundlegend verändern“

verfolgten rund 350 Teilnehmer im

Casineum Velden unter der Moderation

von Ernst Sittinger die spannenden Ausführungen

der hochkarätigen Referenten.

„Wenn Kärnten das Ziel erreichen will,

bis 2050 klimaneutral zu sein, dann werden

wir in den nächsten 30 Jahren eine

Verdoppelung der installierten Leistung an

erneuerbaren Energien benötigen“, betont

Kelag-Vorstand Manfred Freitag und ergänzt,

dass die Energiewende keine reine

Stromwende sei. „Wir benötigen auch eine

Wärme- und Mobilitätswende.“ Die Energiewende

werde es nicht zum Nulltarif geben.

Vorhandene Mittel sollten daher nicht

in Strafzahlungen, sondern in die heimische

Wertschöpfung sowie in den Klimaund

Umweltschutz investiert werden.

Denn die Herausforderungen seien bekannt

und die Ziele ambitioniert. „Wir benötigen

die Unterstützung aller: sowohl

von der Politik, den Behörden, den Anrainern

und den Grundstückseigentümern,

als auch von der Industrie.“ Auch die Medien

seien gefragt, da sie einen wichtigen

Beitrag dazu leisten, dass die Akzeptanz

für absolut notwendige Maßnahmen der

Zukunft steigt. Manfred Freitag. „Es geht

um unsere Umwelt, unsere Zukunft und

die Lebensqualität unserer Kinder und Enkelkinder.

Packen wir es gemeinsam an!“

Gilbert Isep, Aufsichtsratsvorsitzender

der Kelag, hält in seiner Eröffnungsrede

fest, dass das Thema Umwelt- und Klimaveränderung

immer stärker in das öffentliche

Bewusstsein rückt. „Bewegungen wie

?Fridays for Future? spielen eine wichtige

Rolle in der Bewusstseinsbildung.“ Die Kelag

beschäftige sich schon seit langem mit

Klimaschutz und Nachhaltigkeit. „Seit

2011 hat die Kelag über eine Milliarde Euro

in Kraftwerke, Netzausbau, Fernwärme

und Innovationen investiert“, so Isep. Jeder

könne etwas zum Klimaschutz beitragen.

„Die Politik muss neue Rahmenbedingungen

setzen, aber der Einzelne darf nicht

darauf warten. Handeln wir gemeinsam

und gehen wir es an!“

Für Gaby Schaunig, Landeshauptmann-Stellvertreterin,

ist die Konferenz

Erneuerbare Energie Kärnten eine gute Gelegenheit,

einen Blick in die Zukunft zu

werfen. „Als Eigentümervertreterin möchte

ich mich bei allen Partnerinnen und

Partnern der Kelag als verlässliche Mitstreiter

beim Gestalten einer guten Zukunft

für Kärnten ganz herzlich bedanken. Des

Weiteren möchte ich mich auch bei den

Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern bedanken,

welche die Herausforderungen der

Zukunft annehmen und stolz darauf sind,

in einem Unternehmen zu arbeiten, das vorausblickt

und ganz viel dazu beiträgt, dass

Wertschöpfung, wirtschaftliches Gestalten

und Arbeitsplätze in Kärnten gesichert

sind“, betont Schaunig.

„Wir haben sehr gute Strategien, wie wir

gemeinsam die Zukunft gestalten, aber wir

werden auch immer wieder vor Zielkonflikte

gestellt, wenn es darum geht, auch

auf unsere Naturlandschaft zu achten“, so

Landesrätin Sara Schaar. „Wir haben in

Kärnten eine Windkraftstandorträume-Verordnung.

Diese Verordnung fungiert

wie ein Trichter, weil sie sensible Gebiete

aus naturschutzrechtlicher und touristischer

Sicht ausschließt. Am Ende

dieser Windkraftstandorträume-Verordnung

bleiben Gebiete, in welchen es punktuell

Windkraftanlagen geben wird“, betont

Schaar.

Für Peter Traupmann, Geschäftsführer

Österreichische Energieagentur, muss der

Klimaschutz ganz oben auf der Agenda stehen.

„Die Auswirkungen der Klimakrise

spüren wir alle: Wetterkapriolen, Hitze,

Dürre und ein Temperaturanstieg in Österreich

zwischen 1,8 und 2 Grad Celsius. Der

Strombedarf wird stark steigen, wenn wir

aus fossilen Energieträgern schrittweise

aussteigen. Hier gilt es, die heimischen

Energieträger Wasserkraft, Windkraft und

Photovoltaik stärker zu nutzen. Kärnten

braucht derzeit sechs Terawattstunden

(TWh) Strom, und die zusätzlich nutzbaren

Potenziale liegen bei vier bis zehn

TWh. Die damit verbundenen Vorteile sind

die Sicherung der lebenswerten Umwelt,

Wertschöpfung und Arbeitsplätze in der

Region und die Unabhängigkeit von Energieimporten.“

(193510834)

LLwww.kelag.at

23


Members´News VGB PowerTech 11 l 2019

Ørsted: Asnæs Power Station generates green power

The new wood chip-fired unit 6 at Asnæs

Power Station will supply heat together

with Asnæs Power Station’s boiler and

Kalundborg Forsyning’s large heat pump.

The green power from wind and solar PV is

thus utilised when it’s available at competitive

prices, while wood chips from sustainably

managed forests ensure that Kalundborg’s

need for process steam for the industry,

district heating for homes and power

for Denmark is fully covered without using

coal, while delivering a high reliability of

supply and a high degree of flexibility.

With Asnæs 6, another important step

will be taken towards the complete phaseout

of coal at Ørsted’s power stations.

(193510838)

LLwww.orsted.com

LEAG: Brandenburgischer

Koalitionsvertrag stellt gültigen

Braunkohlenplan in Frage

• Investitionsentscheidung für den Welzower

Teilabschnitt II braucht Rechtssicherheit

(leag) Der Koalitionsvertrag der drei künftig

in Brandenburg regierenden Parteien

SPD, CDU und Grüne stellt den gültigen

Braunkohlenplan für die Erweiterung des

Tagebaus Welzow-Süd in Frage. Bei einem

Ausschluss von Umsiedlungen wäre die

Nutzung des Teilfeldes Welzow-Süd II

nicht mehr möglich und hätte erhebliche

Konsequenzen für Beschäftigung und

Wertschöpfung in der Lausitzer Region.

„Der Koalitionsvertrag stellt eine deutliche

Zäsur für unser Unternehmen dar. Damit

würde der geltende Braunkohlenplan

Makulatur und unser Lausitzer Revierkonzept

in Frage gestellt“, stellt der LEAG-Vorstandsvorsitzende

Dr. Helmar Rendez fest.

„Dieser Vertrag erschwert zudem die auf

Basis unseres Braunkohlengeschäfts eingeleitete

Entwicklung neuer Geschäftsfelder.“

Die Lausitz Energie Bergbau AG und Lausitz

Energie Kraftwerke AG (LEAG) hatte

bei der Vorstellung ihres Revierkonzeptes

im März 2017 angekündigt, im Jahr 2020

eine Investitionsentscheidung über die

Weiterführung des Tagebaus Welzow-Süd

zu treffen. Grundlage dafür sollte die energiewirtschaftliche

Notwendigkeit, die

Strommarktentwicklung sowie die energiepolitische

Ausrichtung der Bundesregierung

sein.

„Wir sehen weiterhin die energiewirtschaftliche

Notwendigkeit für eine Inanspruchnahme

des Teilabschnitts Welzow

Süd 2“, bekräftigt Dr. Rendez. „Wenn infolge

der Umsetzung der KWSB-Empfehlungen

durch die Bundesregierung Kraftwerkskapazitäten

vorzeitig stillgelegt werden

und dadurch die Kohlemengen einer

Erweiterung des Tagebaus Welzow-Süd

nicht mehr genutzt werden könnten, beraubt

sich Deutschland einer wichtigen

Option, seine gesicherte Versorgung in

Engpasssituationen mit der einzig wirtschaftlichen

gesicherten Leistung durch

die Braunkohleverstromung aufrecht zu

erhalten“. (193510836)

LLwww.leag.de

Ørsted: Asnæs Power Station

generates green power

• First green power generated by the turbine

at the new wood chip-fired unit 6

on 20 November.

(orsted) For more than 30 months, suppliers,

technicians and project employees

have been working hard on making Asnæs

Power Station in Denmark capable of generating

process steam, heat and power

without using coal. One of the most important

pieces of the big puzzle fell into place

on 20 November when the unit’s generator

was connected to the Zealand grid and

generated power for the first time.

The technicians have carried out countless

preparations and tests prior to the energisation

of the generator.

“It’s fantastic that we’ve come this far

with the project. In August, we were able to

supply the first green district heating and

process steam to our customers, and now

we’ve connected the unit to the grid and

generated green power for the Zealand

grid,” says Henrik Boye Jørgensen, Senior

Project Manager at Ørsted and responsible

for the construction of Asnæs Power Station’s

unit 6.

The new turbine has a capacity of 25MW

power and 129MJ/s process steam and district

heating. To generate power, the steam

must be fed into the turbine at a pressure of

100 bar and a temperature of 540°C.

Green energy with

a high reliability of supply

Ørsted initiated the conversion of Asnæs

Power Station in October 2017 to enable

the power station to replace coal with sustainable

wood chips in the future.

Ørsted partners with Pict Offshore

to develop game-changing

technology for offshore wind

operations and maintenance

(orsted) Ørsted has acquired a 22.5% share

in Pict Offshore, the Scottish developer of

an innovative technology set to transform

the way technicians access offshore wind

turbines.

The Get Up Safe (GUS) system, developed

in partnership between Ørsted and

Pict Offshore, is a motion compensated

hoist solution that enables technicians to

safely transfer between small moving vessels

and offshore wind turbines.

Using this technology means that technicians

will no longer have to step from a

moving boat onto a ladder and then climb

(sometimes over 20 metres) to reach the

base of the turbine. Instead they can clip

onto the system and be safely and effortlessly

hoisted up to the turbine base directly

from the boat.

The system’s motion compensation capability

means that the hoist automatically

adjusts the line position to take account of

the boats movements so that even in periods

of high and varying wave heights,

there is no danger of collision between the

technician and the boat.

In addition, the technology removes the

need for external access ladders on the turbines,

reducing the amount of steel required

in the structure and provides further

potential for cost reduction.

The technology is patent-protected and in

the final stages of development. More than

1,600 successful hoists have already been

conducted at Ørsted sites as part of the

testing process.

Mark Porter, Senior Vice President for

Offshore Operations at Ørsted, said: “The

offshore wind sector already has a proven

track record of innovation and rapid cost

reduction, and we’re continually looking at

new technologies to enhance both the construction

and maintenance of our projects.

24


VGB PowerTech 11 l 2019

VGB-SEMINAR

Members´News

CHEMIE IM WASSER-DAMPFKREISLAUF

10. BIS 12. MÄRZ 2020 IN ESSEN | SCHULUNGSZENTRUM DER KRAFTWERKSSCHULE E.V.

P

P

THEMEN

Deilbachtal 199 | 45257 Essen

VGB-SEMINAR

CHEMIE CHEMIE IM WASSER-DAMPF-KREISLAUF

IM Der Betrieb moderner Kraftwerksanlagen wird häufig durch chemisch bedingte

Probleme im Bereich des Wasser-Dampf-Kreislaufs negativ beeinflusst. Aus

diesem Grund ist es wichtig, die grundlegenden Zusammenhänge zu kennen

und die chemische Fahrweise entsprechend der betrieblichen Belange einzustellen.

Hierzu sollen die Teilnehmer in die Lage versetzt werden, die chemischen

Vorgänge in ihren Anlagen besser zu verstehen, sie zielgerichtet prüfen

es

es

und gegebenenfalls optimieren zu können.

Profitieren Sie durch die Teilnahme an diesem praxisorientierten Seminar von

den langjährigen Erfahrungen der Mitarbeiter des Bereiches „Wasserchemie“

der VGB PowerTech Service GmbH.

DIENSTAG, 10. 10. MÄRZ MÄRZ 2020

2020

Teilnehmerkreis

Angesprochen werden alle Mitarbeiter aus den Bereichen Chemie, Maschinenbau

und Verfahrenstechnik, die in der Aufbereitung von Kesselspeisewasser

und in der Betreuung, der Planung oder der Prüfung von Wasser-Dampf-

Kreisläufen ein gemeinsames Arbeitsgebiet aufweisen (z.B. Ingenieure,

Kraftwerker, Chemiker, Laboranten e

e etc.).

Den Teilnehmern wird darüber hinaus die Möglichkeit geboten, spezifische

Probleme in ihren Anlagen zu diskutieren und Erfahrungen auszutauschen.

Seminarleitung

Dr. rer. nat. Claudia

Konditionierung Stockheim

von

| von

VGB

Wasser-Dampf-Kreisläufen

PowerTech Service GmbH, Essen

PROGRAMM

(Änderungen vorbehalten)

e

e

zu

zu

THEMEN

DIENSTAG, 10. 10. MÄRZ MÄRZ 2020

2020

Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen (Fortsetzung)

Claudia Stockheim

P Claudia Stockheim

P

D- E

D- E

MITTWOCH, 11. 11. MÄRZ MÄRZ 2020

2020

n

n

en

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Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen

Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen (Fortsetzung)

16:30

16:30

(Fortsetzung)

MITTWOCH, 11. 11. MÄRZ MÄRZ 2020

2020

n

n

DONNERSTAG, 12. 12. MÄRZ MÄRZ 2020

2020

AKTUELLE INFORMATIONEN

www.vgb.org/chemie_wasser_dampf_kreislauf_03_2020.html

ONLINEANMELDUNG

www.vgb.org/registration_chemie_wdk.html

KONTAKT

Fachliche Koordination: Dr. rer. nat. Claudia Stockheim

Anmeldung/Organisation: Konstantin Blank | T: +49 201 8128 214

E: vgb-wasserdampf@vgb.org

TEILNEHMERGEBÜHREN/HINWEISE

VGB-Mitglieder € 900,00

(Fortsetzung)

Nichtmitglieder € 1.150,00

16:30

16:30

Datenschutzhinweise: www.vgb.org/datenschutzhinweis.html

DONNERSTAG, 12. 12. MÄRZ MÄRZ 2020

2020

Methoden der der Stillstandskonservierung

CHEMIE IM WASSER-DAMPF-KREISLAUF 2020

Methoden der der Stillstandskonservierung

vgb-wasserdampf

vgb-wasserdampf

25


Members´News VGB PowerTech 11 l 2019

RWE Renewables steigt in den

polnischen Offshore-Windmarkt

ein

Ørsted partners with Pict Offshore to develop game-changing technology for offshore wind

operations and maintenance

This game-changing new technology can

provide a more efficient, safe and cost-effective

way of transferring technicians onto

offshore wind turbines.

“We’re excited to be working alongside an

innovative small business in Pict Offshore

to revolutionise the way our technicians

get to work. As the global offshore wind industry

continues to grow, the opportunities

for this technology are huge.”

Philip Taylor, Managing Director at Pict

Offshore, said: “We have hugely benefited

from the experience and knowledge of

Ørsted, the world’s largest offshore wind

developer. Partnering with them has accelerated

our ability to bring this new technology

to market. The Get Up Safe motion

compensated lifting system is an ambitious

step forward for the whole offshore wind

industry. It completely revolutionises the

way technicians get to work, and we’re delighted

to have reached the final stages of

testing. We’ve also hugely enjoyed working

alongside Ørsted and seeing first-hand the

company’s passion for innovation.”

Pict Offshore is a spin off from height

safety innovator Limpet Technology and is

headquartered in Fife in Scotland.

The development of the product commenced

in 2016 and was helped by a Scottish

government innovation grant. From

2017, prototypes of the system were tested at

the ORE (Offshore Renewable Energy) Catapult’s

7MW Levenmouth Demonstration

Turbine in Scotland and featured in their

“Backing the Game Changers” campaign.

Although the system was initially developed

to assist technicians transfer between

boats and access ladders in increased wave

heights, Ørsted has worked with Pict Offshore

to further develop the product, ultimately

removing the need for boat landing

ladders altogether and allowing the vessel

to push directly onto the turbine.

• From a Crew Transfer Vessel (CTV) with

boat landing and ladder

Currently, a CTV will “push on” to the yellow

transition piece of the turbine, before

the technician steps from the bow of the

vessel onto a ladder and climbs up the transition

piece onto the turbine platform.

• From a helicopter

As offshore wind farms are built further

out to sea, helicopters are increasingly being

used to transfer personnel to and from

turbines. The benefits of using helicopters

are that accessibility is not limited by wave

height, however helicopters cannot be used

for around 25% of troubleshooting tasks

and are much more expensive than using

CTVs for the movement of personnel.

• From a motion compensated gangway

Using state of the art technology, motion

compensated gangways allow technicians

to walk directly onto the base of a turbine,

or offshore structure, from a vessel via a

gangway that uses a laser system to compensate

for any motion from the sea, enabling

a steady course. Whilst these systems

also avoid the need for boat landing and

ladder, they can only be used on large Service

Operation Vessels (SOVs), and therefore

are not applicable on all sites.

How the new technology works

The Get Up Safe (GUS) system is a technically

unique solution that allows for access

to a turbine with no boat landing or ladder

from any-sized CTV. With the motion compensated

hoist, technicians will be lifted up

directly from the boat, removing the need

for ladders and boat landings altogether.

The vessel pushes directly onto transition

piece – this is revolutionary, as previously

the vessels pushed onto boat landings

The line is called down via remote control

The technician clips themselves onto the

GUS line (no extra hooks are needed) and

is lifted up to the platform

The system is fully motion compensated

and uses inbuilt lasers to track the motion

of a vessel’s deck, which means if there is a

sudden rise or fall or the vessel, the technician

is automatically moved out of harm’s

way, in real time. (193510839)

LLwww.orsted.com

• RWE erwirbt bis zu vier Offshore-Windprojekte

in der Ostsee

• Projekte haben eine Gesamtkapazität

von mehr als 1,5 GW

(rwe) RWE Renewables hat eine Projekt-Pipeline

von bis zu vier Offshore-Windprojekten

in Polen erworben, um

in den polnischen Offshore-Markt einzusteigen

und damit seine Offshore-Tätigkeiten

in ganz Europa auszubauen. Die Projekte

haben eine Gesamtkapazität von

mehr als 1,5 Gigawatt (GW). Das Unternehmen

hat die Anteile an den Projektgesellschaften

von privaten Eigentümern und

Entwicklern erworben und beabsichtigt,

die Projekte weiter zu entwickeln, zu bauen

und zu betreiben.

Die vier Projekte, die sich in unterschiedlichen

Entwicklungsstadien befinden, liegen

alle an der Sandbank von Slupsk in der

zentralpolnischen Ostsee. Die Entwicklungsaktivitäten

werden in den nächsten

Jahren fortgesetzt, um mit der Bauphase

bereits 2023 beginnen zu können.

Nach einem im Oktober vollzogenen Asset-Tausch

mit E.ON verfügt RWE Renewables,

die jüngste Gesellschaft im RWE Konzern,

über ein Erneuerbaren-Portfolio mit

mehr als 9 GW installierter Leistung; weitere

2,6 GW befinden sich im Bau. Das Unternehmen

hat langjährige Expertise in der

Entwicklung, dem Bau und dem Betrieb

großer Offshore-Windparks. Im Bereich

Offshore-Wind ist RWE Renewables weltweit

die Nummer 2.

Das Unternehmen verfügt durch seine

langjährigen und wachsenden Onshore-Betriebe

über umfangreiche Erfahrungen in

Polen. „Polen ist ein aufstrebender Markt

für Offshore-Windenergie mit dem größten

ungenutzten Potenzial in Europa. Wir wollen

unsere starke lokale Präsenz nutzen,

um zum Aufbau eines starken Offshore-Windmarkts

in Polen beizutragen“, betont

Sven Utermöhlen, Chief Operating

Officer Europe, Offshore & New Markets

der RWE Renewables. (193510842)

LLwww.rwe.com

26


VGB PowerTech 11 l 2019

Industry News

Industry

News

Company

Announcements

Erfolgreicher Verkauf der

Zellstoffsparte: Industriezulieferer

Clyde Bergemann legt Fokus auf

Kerngeschäft zur

Emissionsreduzierung in der

Kraftwerksindustrie

(cbpg) Die weltweit tätige Clyde Bergemann

Power Group (CBPG), ein führender

Entwickler von Komponenten und Systemen

zur Prozessoptimierung in Kraftwerks-

und Energieanlagen, hat einenVertrag

über den Verkauf ihres Geschäftsbereichs

Zellstoff („Pulp & Paper“)

geschlossen. Käufer der Sparte ist die

US-amerikanische, mittelstandsorientierte

Beteiligungsgesellschaft Wynnchurch Capital.

Über die Details der Transaktion wurde

Stillschweigenvereinbart. Der Verkauf

markiert einen entscheidenden Meilenstein

in der Strategie der Gruppe, sich

künftig auf das Kerngeschäft in der Kraftwerksindustrie

zu konzentrieren. Die Erlöse

sollen in erster Linie für wichtige Zukunftsinvestitionen

genutzt werden.

CBPG mit Hauptsitz in Wesel beschäftigt

sich seit fast 100 Jahren mit der Reinigung

von Kraftwerkskesseln und zählt in diesem

Bereich zu den weltweiten Marktführern.

Die vom Unternehmen entwickelten-

Schlüsselkomponenten und Systeme für

energiebezogene Produktionsprozesse ermöglichen

einen effizienteren, sichereren

und vor allem emissionsarmen Betrieb von

Kraftwerken sowie Müllverbrennungsund

petrochemischen Anlagen. Nachdem

sich die Gruppe in den vergangenenJahren

bereits erfolgreich in Europa und den USA

restrukturiert und das asiatische Geschäft

ausgebaut hat, stellen Gesellschafter und

Management nun mit der Veräußerung

des Bereichs Pulp & Paper die Weichen für

die weitere Zukunft: „Leistungsfähige Produktefür

die weltweite Kraftwerksindustrie

sind unsere besondere Stärke. Gerade

in einem Markt, der stark im Wandel ist,

wollen wir weiterhin dafür stehen, die

Stromversorgung auf Basis fossiler Energieträger

sicher, stabil und vor allem mit

möglichst geringem CO 2 -Ausstoß zu ermöglichen“,

erklärt Dr. Christian Mueller,

President & CEO der Clyde Bergemann Power

Group. „Wir sind überzeugt, dass der

auf Reinigungssysteme für Ablaugekessel

in der Zellstoffindustrie spezialisierte Bereich

unter dem neuenEigentümer den

Weg in seiner Nische ebenfalls weiter erfolgreich

gehen wird.“

VGB Expert Event

Digitalization in

Hydropower 2020

SAVE

THE DATE

22 and 23 April 2020

Graz/Austria

The 3 rd international VGB expert event

will focus on providing a comprehensive

overview of digitalization in hydropower

dealing mainly with implemented innovative

digital measures, products and tools .

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

Informationen

Dr Mario Bachhiesl

E-Mail

vgb-digi-hpp@vgb.org

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27


Industry News VGB PowerTech 11 l 2019

Pulp & Paper war zuletzt vor allem in

Südamerika stark gewachsen. Das nun als

Clyde Industries firmierende Unternehmen

wird sechs Tochtergesellschaften mit

langjähriger Erfahrung in den ZellstoffmärktenUSA,

Kanada, Kolumbien, Brasilien,

Finnland und Indonesien umfassen

und operativ von seinem Hauptsitz in Atlanta/Georgia

(USA) aus mit bewährtem

Management geführt.

Der neu aufgestellten Clyde Bergemann

Power Group gehören dann zwölf nationale

und internationale Tochtergesellschaften

mit einem Gesamtumsatz im

dreistelligen Millionenbereich an; sie

wirdvon der Clyde Bergemann Management

GmbH gesteuert. Als Schlüsselzulieferer

für Komponenten wird sie Kraftwerksbetreiber

dabei unterstützen, ihre

Prozesse effizienter zu gestalten und

Emissionen zu senken. Sie wird als Technologieführer

weiter bei Nachrüstungenund

Neuerrichtungen ein globaler Partner

für die effektive Erzeugung von Strom aus

fossilen Energieträgern sein und auch von

der weltweit steigenden Nachfrage nach

Biomasse- sowie Müllverbrennungsanlagen

profitieren, in denen Abfall möglichst

umweltschonend verwertet wird. Zusätzliches

Potenzial wird bei verwandten Anlagen

in der Petrochemie gesehen. Dr. Mueller:

„Mit den neuen Mitteln für Investitionen

und auf Basis einer soliden

Produkt- und Finanzstruktur sind wir bestens

für unseren anspruchsvollen internationalenMarkt,

die Herausforderungen

der Digitalisierung und den Ausbau unseres

Geschäfts aufgestellt.“

Über die Clyde Bergemann Power Group:

Die Clyde Bergemann Power Group ist

eine weltweit tätige Unternehmensgruppe

mit mehr als 1.000 Mitarbeitern an zwölf

Standorten, die Schlüsselkomponenten,

Systeme und Serviceleistungenan Kunden

im Kraftwerks- und Energieanlagenbau liefert.

Eingesetzt in thermischen Kraftwerken,

Industriekesseln und vergleichbaren

Energieanlagen leisten die Produkte von

Clyde Bergemann einen wesentlichen Beitrag

zur Prozessoptimierung und tragen

damit zueinem effizienten und emissionsarmen

Betrieb sowie einer effektiven Energieumwandlung

bei. (193511646)

LLwww.cbpg.com.

2G und Rolls-Royce kooperieren

bei Gas-Stromaggregaten

für BHKW

(r&r, 2ge) Die 2G Energy AG aus Heek und

der Geschäftsbereich Power Systems des

Technologiekonzerns Rolls-Royce in Friedrichshafen

haben am 8. November 2019

eine Kooperationsvereinbarung zum gegenseitigen

Bezug von Gas-Stromaggregaten

für Blockheizkraftwerke (BHKW) geschlossen.

Rolls-Royce wird von 2G Energy Gas-Stromaggregate

und BHKW-Module im Leistungsbereich

von 250 bis 550 kW mit und

ohne Wärmeauskopplung beziehen. Versehen

mit der eigenen Steuerung und weiteren

spezifischen Komponenten, wird

Rolls-Royce sie unter seiner Produkt- und

Lösungsmarke MTU auf den Markt bringen.

Im Gegenzug bezieht 2G für seine

Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK)

zur dezentralen Erzeugung von Strom und

Wärme von Rolls-Royce MTU-Gas-Stromaggregate

der Baureihe 4000 im elektrischen

Leistungsspektrum von 776 bis

2.535 kW.

Christian Grotholt, CEO der 2G Energy

AG, bewertet die Zusammenarbeit als einen

Erfolg der langjährigen Entwicklungsarbeit

bei 2G mit dem Ziel, hohe Wirkungsgrade

mit geringen Lebenszykluskosten bei

der Motorenentwicklung zu verbinden:

„Die Kombination aus klimaschonender

Energieumwandlung, hoher Verfügbarkeit

und geringen Servicekosten ist die Basis

für eine nachhaltige Wirtschaftlichkeit von

BHKW-Anlagen für den Anlagenbetreiber.

Das ist die Leitlinie für unsere BHKW-Lösungen,

die für steigende Anforderungen

an die Flexibilität im Betrieb ausgelegt

sind. Diese BHKW mit Gasmotorentechnologie

für Erdgas, Biogas oder z.B. Wasserstoff

sehen wir als eine Rückgrattechnologie

für die wirtschaftliche Umsetzung der

Energiewende.“

Durch die Kooperation mit Rolls-Royce

erwartet Grotholt eine weitere Stärkung

der Marktposition von 2G im elektrischen

Leistungsbereich von 50 bis 550 kW, die zu

weiteren Fortschritten beim Kundennutzen

führen soll: „Wir werden unsere Technologieführerschaft

durch kontinuierliche

Forschungs- sowie Entwicklungsarbeit

über die Gasmotorentechnologie hinaus

weiter konsequent ausbauen mit der Softwareentwicklung

bzw. Digitalisierung von

Anlagen und Prozessen.“

„Durch die strategische Kooperation mit

2G ergänzen wir unser Produktprogramm

durch energieeffiziente und klimaschonende

Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und

vollziehen einen weiteren strategischen

Schritt zum Lösungsanbieter“, sagt Dr. Petar

Pelemis, Vice President Corporate Strategy

& Product Management des Rolls-Royce-Geschäftsbereichs

Power Systems. Die

2G-Produkte werden in absehbarer Zeit die

BHKW von Rolls-Royce im unteren Leistungsbereich

ersetzen, die bisher auf der

bewährten MTU-Gasmotor-Baureihe 400

basieren.

„Blockheizkraftwerke von Rolls-Royce,

basierend auf Gas-Stromaggregaten im

Leistungsbereich von derzeit 220 bis 11.800

kW, eigenen sich hervorragend als Komponenten

von Microgrids, also autarken

Stromnetzen, die erneuerbare Energiequellen

mit Batteriespeichern und zum Beispiel

gasbetriebenen Aggregaten kombinieren“,

sagt Andreas Görtz, Vice President für dezentrale

Energieanlagen bei Rolls-Royce.

„Sie setzen dank intelligenter Steuerung

die im Microgrid vorhandenen Energiequellen

optimal ein und vermeiden so klimaschädliches

CO 2 .“ Werden die Gas-Motoren

mit Biogas oder synthetischem Kraftstoff

betrieben, der mit Strom aus

erneuerbaren Quellen hergestellt ist, sind

diese Blockheizkraftwerke für sich alleine

oder als Teile von Microgrids wichtige Beiträge

zur klimafreundlichen Bereitstellung

von Energie. „Dass sich 2G entschieden hat,

im oberen Leistungsbereich auf MTU-Gas-

Gensets mit unserer Erfolgsbaureihe 4000

zu setzen, beweist erneut unsere herausragende

technologische Stellung und wird

unsere Position im Markt der Gas-Aggregate

weiter stärken“, so Görtz weiter.

Verbunden mit der Bezugskooperation ist

eine Servicevereinbarung auf Gegenseitigkeit,

wodurch die jeweilige Serviceorganisation

die Rechte zum umfassenden Service

der Produkte des anderen Herstellers erhält.

Dadurch ist ein optimaler Service für

alle Motoren, die in Anlagen beider Kooperationspartner

integriert sind, gesichert.

Rolls-Royce wird von 2G Energy

Gas-Stromaggregate und BHKW-Module

im Leistungsbereich von 250 bis 550 kW

mit und ohne Wärmeauskopplung beziehen.

Versehen mit der eigenen Steuerung

und weiteren spezifischen Komponenten,

wird Rolls-Royce sie unter seiner Produktund

Lösungsmarke MTU auf den Markt

bringen. (Bildquelle: 2G Energy AG)

LLwww.2-g.de

www.rrpowersystems.com/

Grünes Licht für erste industrielle

Power-to-Gas-Anlage im

schweizerischen Dietikon

• Deutsche Technologie- und Entwicklungspartner

sind die beiden Viessmann

Tochterunternehmen microbEnergy

und Schmack Biogas sowie Siemens.

(viessmann) Der schweizerische Energieversorger

Limeco baut mit den Viessmann

Tochterunternehmen microbEnergy und

Schmack Biogas die weltweit größte Power-to-Gas-Anlage,

in der die mikrobiologische

Umwandlung von Wasserstoff zu Methan

zur Anwendung kommt. Die Technologie

wurde von der Viessmann-Tochter

microbEnergy entwickelt und zur technischen

Reife gebracht. Technologielieferant

für die Elektrolyse ist Siemens. Die beteiligten

Unternehmen unterzeichneten gemeinsam

den Werkvertrag für das zukunftsweisende

Großprojekt.

Schlüsseltechnologie für

nachhaltiges Energiesystem

Limeco startet das Projekt unter den Prämissen

der schweizerischen „Energiestrategie

2050“, die auf Atomausstieg, die Reduktion

von Treibhausgasen und den Ausbau

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VGB PowerTech 11 l 2019

Industry News

von erneuerbarer Energie wie Solar- oder

Windkraft setzt. Für Patrik Feusi, Geschäftsführer

bei Limeco ist die PtG-Technologie der

Schlüssel für ein regionales umweltfreundliches

Energiekonzept: „Wir engagieren uns

tagtäglich für die saubere Zukunft. Mit

Strom aus unserer Kehrichtverwertungsanlage

und dem Klärgas aus unserer Abwasserreinigungsanlage

liefern wir die zwei wichtigsten

Zutaten im Power-to-Gas-Prozess –

und zwar am gleichen Standort! Darum

macht das erste Schweizer Hybridkraftwerk

genau hier in Dietikon Sinn.“

Nach dem Spatenstich im Frühjahr 2020

soll die Inbetriebnahme in rund einem Jahr

erfolgen. Für den Bau der Anlage ist

Schmack Biogas verantwortlich. Durch die

Verbrennung von erneuerbarem Gas anstelle

von Heizöl werden dann jährlich

4.000 - 5.000 Tonnen weniger CO 2 -Emissionen

entstehen, was dem Verbrauch von

ungefähr 2.000 Haushalten entspricht.

Idealer Standort für Sektorkopplung

Doris Schmack, Geschäftsführerin der

microbEnergy, verfolgt mit der Sektorkopplung

einen ganzheitlichen Ansatz und

ist von den Voraussetzungen des Schweizer

Standorts überzeugt: „Limeco ist mit seinen

drei Geschäftsbereichen Abfall- und

Abwasserentsorgung sowie Wärmeversorgung

für ein Energiesystem mit Power-to-Gas

prädestiniert. Der bei der Kehrichtverwertung

erzeugte Überschussstrom

wird zu Wasserstoff umgewandelt

und mit Klärgas aus der Abwasserreinigungsanlage

gemischt – so entsteht speicherbares

erneuerbares Gas.“ Die

PEM-Elektrolyseanlage («Proton Exchange

Membrane») von Siemens verfügt über

eine Leistung von insgesamt 2,5 MW kann

damit bis zu 450 Nm³/h Wasserstoff erzeugen.

Dieser wird dann zusammen mit dem

Kohlendioxid aus dem anfallenden Klärgas

zu Biomethan umgewandelt.

Schweizweit enormes

Potential für Power-to-Gas

Das Projekt ist durch die Kooperation der

Limeco mit der Swisspower AG und regionalen

Energieversorgungsunternehmen

breit abgestützt. Sie alle sehen ein enormes

Potenzial für Power-to-Gas in der Schweiz.

Alleine mit PtG-Anlagen an den 100 größten

Abwasserreinigungsanlagen der

Schweiz könnte der Energiebedarf von

über 250.000 Personen gedeckt werden.

LLwww.viessmann.com

www.viessmann-newsroom.de

ABB gewinnt 30 Millionen Dollar-

Auftrag für Netzausrüstung zur

Stärkung der Integration

erneuerbarer Energien

• Leistungsstarke Phasenschieber-Transformatoren

zur besseren Steuerung der

Integration von Offshore-Windenergie

in das Stromnetz

• Einsparpotenzial von mehr als 100 Millionen

Euro über 3 Jahre

(abb) ABB hat von der Amprion GmbH, einem

deutschen Übertragungsnetzbetreiber,

der mehr als 29 Millionen Menschen

von den Alpen bis nach Niedersachsen mit

Strom versorgt, einen Auftrag im Wert von

30 Millionen US-Dollar über die Lieferung

von Phasenschieber Transformatoren

(PSTs) erhalten, die den Stromfluss im

deutschen Stromnetz optimieren und bei

der Integration erneuerbarer Energien helfen.

Diese Transformatoren haben das Potenzial,

über einen Zeitraum von 3 Jahren

Einsparungen von mehr als 100 Millionen

Euro (etwa 110 Millionen Dollar) zu ermöglichen.

Die von Windparks erzeugte Energie ist

unvorhersehbar. Um das Netz stabil zu halten,

muss in konventionellen Kraftwerken

sehr kurzfristig mehr oder weniger Strom

erzeugt werden, was sowohl ineffizient als

auch kostspielig ist. Diese Kosten werden

als Redispatch-Kosten bezeichnet, von denen

Deutschland jährlich rund 1,5 Mrd.

Euro(1) (etwa 1,7 Mrd. US$) zahlt.

Um den Stromfluss in der bestehenden

Netzinfrastruktur besser zu steuern, liefert

ABB aus seinem Transformatorenwerk in

Bad Honnef zwei PSTs mit je 2.494 Megavoltampere

(MVA) Kapazität. Diese PSTs,

die zu den leistungsfähigsten der Welt gehören,

werden es Amprion ermöglichen,

die Windenergie effizienter zu integrieren.

ABB war führend bei der Entwicklung der

PST-Technologie. In den 1950er Jahren

wurde diese von der Westinghouse Electric

Corporation T&D, die 1989 von ABB übernommen

wurde, entwickelt. PSTs erfordern

eine gründliche Bewertung des

Stromnetzes, um ihre optimale Anwendung

und Lage zu definieren. Aufgrund

ihrer Größe und Komplexität sind fortschrittliche

Design- und Fertigungskenntnisse

sowie eine strenge Qualitätskontrolle

bei der Herstellung erforderlich.

„Phasenschieber-Transformatoren sind

eine Speziallösung, die die komplexe Aufgabe

der Steuerung des Leistungsflusses im

Stromnetz erfüllen. Dies ermöglicht es unseren

Kunden, Investitionen in die Netze zu

optimieren, Kosten bei der Integration erneuerbarer

Energien wie Offshore-Windenergie

zu vermeiden und gleichzeitig ihre

Wirtschaftlichkeit zu verbessern“, sagte

Bruno Melles, Managing Director des Geschäftsbereichs

Transformers von ABB.

LLwww.abb.com

Products and

Services

KRITIS Defender – Das Intrusion

Detection System in der

Leittechnik

(ausecus) die Sicherheitsvorfälle bei den

ukrainischen Energieversorgern 2015 und

2016 haben gezeigt, dass klassische Detektionsmechanismen

wie Anti-Virus Software

bei neuartiger Schadsoftware versagen.

Um Angreifer, Anomalien und betriebliche

Probleme in Ihrem Netzwerk festzustellen,

muss bereits auf Netzwerkebene analysiert

und bewertet werden. Von den Angreifern

wurden neuartige Schadsoftware und bisher

nicht bekannte Angriffsmuster verwendet,

um unbekannte Sicherheitslücken („0-

Days“) auszunutzen.

Ein netzwerkbasiertes Intrusion Detection

System wie der KRITIS Defender von

ausecus kann solche Angriffe schon frühzeitig

erkennen. In den allermeisten Fällen

werden Angreifer schon entdeckt, bevor

überhaupt ein System infiziert wird. Außerdem

können Angriffswege wie „Lateral

Movement“ nachhaltig erkannt und unterbrochen

werden.

Im Rahmen des aktuellen IT-Sicherheitsgesetztes

(BSIG §8b) sind Betreiber verpflichtet

Störungen in ihren IT-Systemen

an das BSI zu melden. Hierunter fallen

auch Störungen, bei denen „die Vermutung

naheliegt, dass das Unternehmen Ziel eines

neuartigen, außergewöhnlichen, zielgerichteten

oder aus technischer Sicht bemerkenswerten

Angriffs oder Angriffsversuchs

ist, zum Beispiel ein sogenannter

Advanced Persistent Threat (FAQ zur Meldepflicht

des BSI).“ Eine explizite Pflicht

zum Betrieb angriffserkennender Systeme

ist bereits im Entwurf zum IT-Sicherheitsgesetz

2.0 vorgegeben.

Der KRITIS Defender von ausecus leistet

diese Anomalieerkennung und ist speziell

auf die betrieblichen Belange von Energieversorgern,

Kraftwerksbetreibern, Wasserversorgern

und Abwasserbeseitigung zugeschnitten.

Neben der Erfassung bekannter

und bisher unbekannter Angriffe auf die

Leit-, Fernwirk- und Automatisierungstechnik,

kann der KRITIS Defender auch

eine Vielzahl an Leittechnikprotokollen

wie IEC-104, Modbus/TCP, Ethernet/IP

und DNP3 im Detail untersuchen. Natürlich

werden ebenfalls IT-Protokolle wie

DNS, HTTP/-S, SMB, RDP/Terminalserver

und Kerberos genauestens analysiert.

Der KRITIS Defender bietet viele Vorteile:

• Spezifikationsbasierte Erkennung

• Integration von Meldungen des BSI und

anderer Organisationen (z.B. ICS-CERT,

etc.) in die Standard-Regelsätze und

gleichzeitige Möglichkeit zur Erweiterung

der Regelsätze um Unternehmensund

Netzwerkspezifika

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Industry News VGB PowerTech 11 l 2019

• Spezielle Zuschneidung von Verwaltungsfunktionen,

Melde- und Alarmierungsmechanismen

auf die Prozessleittechnik

von Ver- und Entsorgungsunternehmen

• Kenntnis über einschlägige Netzwerkprotokolle

wie IEC-104 und IEC-61850

und daraus folgende Deep-Packet-Inspection

• Möglichkeit das IDS auch als IPS zu betreiben

• Protokollanalyse und Spezifikationsbasierung

statt eines fehleranfälligen und

wartungsintensiven Machine-Learning-Ansatzes

• Volle Integrationsmöglichkeit in bestehende

ISMS nach ISO/IEC 27001, B3S

und BSI Grundschutz

• Sicherste Fernwartung mittels „Reverse-SSH“.

Fernwartung kann ausschließlich

der Betreiber initiieren - dafür muss

kein Port an der Firewall freigegeben

werden.

Im Rahmen einer KRITIS Defender Lizenz

erhalten Kunden regelmäßige Funktionsund

Softwareupdates, sowie Wartung und

Unterstützung bei der Beseitigung von erkannten

Vorfällen. (193511710)

LLwww.ausecus.com

Selbstoptimierendes Kraftwerk der

E.ON nutzt ProCom-Lösung

• Mit BoFiT zu mehr Profit: Kraftwerksflexibilität

vollautomatisch im Kurzfristhandel

vermarkten

(procom) Wer den Profit seiner Kraftwerksanlagen

steigern und freie Flexibilitäten

im Kurzfristhandel oder am Regelleistungsmarkt

rund um die Uhr vermarkten

möchte, findet in der BoFiT Optimierung

von ProCom die passende Lösung.

BoFiT bildet Erzeugungs- oder Handelsportfolios

in einem Modell ab. Basierend

auf diesem mathematischen Modell prüft

die Lösung mögliche Einsatzszenarien der

Anlagen und optimiert sie gegen die vorhandenen

Marktkanäle. Dabei berücksichtigt

BoFiT technische Restriktionen der

Erzeugungsanlagen, verfügbare Speicherkapazitäten,

Brennstoffkosten, Wetter-, Bedarfs-

und Preisprognosen sowie sämtliche

Lieferverpflichtungen und errechnet anhand

der Informationen die optimalen Anlagenfahrpläne.

Einsatz findet die Optimierung bei E.ON‘s

iQ CHP, dem „intelligenten Kraftwerk“, bei

DSM Nutritional Products GmbH in Grenzach-Wyhlen

(bei Basel). Die GuD-Anlage

versorgt somit einen Standort der DSM

und ist hoch automatisiert.

Die Optimierungslösung BoFiT von Pro-

Com erstellt Einsatzpläne, die iQ CHP

Plattform setzt den Handel und den Fahrplan

in Echtzeit um und lässt die Optimierung

ohne manuelle Eingriffe ins System

einfließen. Das Ergebnis ist ein selbstoptimierender

Kraftwerksbetrieb mit maximalen

Erlösen aus Strom- und Regelleistungsmarkt.

Zum Projekterfolg hat die enge Zusammenarbeit

zwischen E.ON und ProCom

maßgeblich beigetragen. E.ON plant, diese

Lösung zukünftig an weiteren Industriestandorten

zu nutzen. Als nächstes soll

die BoFiT Optimierung in einem E.ON Industriekraftwerk

in Großbritannien zum

Einsatz kommen.

Dr. Pasquale Cardamone, Senior Project

Manager bei der E.ON Energy Projects

GmbH: „Der modulare Aufbau des E.ON‘s

iQ CHP und die Möglichkeiten der individuellen

Kraftwerksmodellierung mit BoFiT

haben eine hervorragende Integration der

ProCom-Software in die Kraftwerksumgebung

ermöglicht.“ (193511717)

LLwww.procom.eu

Unterirdische Versorgungsnetze

sichtbar machen: Leica

Geosystems setzt erneut auf

vollrobustes Tablet von Getac

(getac) Leica Geosystems sich für das vollrobuste

F110 Tablet von Getac entschieden,

um Versorgungsunternehmen, Wartungs-

und Reparaturdienstleistern, Sachverständigen

sowie Bauingenieuren eine

intelligente Gesamtlösung bereitzustellen,

die unterirdische Versorgungsleitungen

auffindet, visualisiert und kartiert. Leica

Geosystems kombiniert das F110 mit seiner

DSX-Ortungslösung und liefert damit absolut

zuverlässige Informationen zum Untergrund

in jedem Gelände und in allen

Wetterlagen.

Leica Geosystems entwickelt hochwertige,

zuverlässige und robuste Lösungen

zum Auffinden verborgener Leitungsnetze.

Die neueste DSX-Lösung vereinfacht nun

den Vorgang der Visualisierung, Interpretation

und Übermittlung traditioneller Bodenradardaten

mithilfe des Getac F110.

Ortung und Kartieren unterirdisch verlegter,

üblicherweise nicht dokumentierter

Versorgungsnetze ist eine langwierige Aufgabe,

die bislang nur von erfahrenen Fachleuten

mit entsprechend technischem

Know-how ausgeführt wurde. Die neue

Leica Geosystems DSX-Ortungs- und Kartierungslösung

erlaubt es Anwendern auch

mit wenig Erfahrung in der Auswertung

von Bodenradardaten, die Vorteile dieser

innovativen Technik zu nutzen – eine Entwicklung,

die Sicherheit während der Aushubarbeiten

gewährleistet, indem sie das

Risiko von Versorgungsausfällen reduziert,

was wiederum Stillstandzeiten minimiert

und neue Servicemöglichkeiten eröffnet.

Das Auffinden und Kartieren unterirdischer

Versorgungsleitungen findet in allen

denkbaren Geländearten statt: auf Asphalt

oder Schotter, felsigem Untergrund, Gras

oder Sand. Es ist entscheidend, dass die Tablets

als Teil der Lösung absolut stabil bleiben,

über ein hochauflösendes Display für

klare Datendarstellung und -analysen verfügen

und zuverlässig auch bei direkter

Sonne und Regen arbeiten sowie bei sehr

heißen bis extrem kalten Temperaturen.

„Wir vertreiben unsere Lösungen weltweit,

deshalb müssen die Tablets mit jeder Art

von Klima und Untergrund zurechtkommen“,

so Agata Fischer, Business Director

Detection and Service bei Leica Geosystems.

„Außerdem müssen sie absolut widerstandsfähig

sein und rauer Handhabung

standhalten, inklusive Stößen und

Stürzen.“

Genau für solche Anwendungsfälle ist das

vollrobuste F110 Tablet unabhängig gestestet

und gemäß MIL-STD 810G-, IP65- und

MIL-STD-461F-Standard zertifiziert worden.

Das heißt, es übersteht Stürze aus bis

zu 1,2 Metern und ist unempfindlich gegenüber

Stößen, Verschmutzungen, Staub,

Erschütterungen oder Feuchtigkeit und

funktioniert auch bei Temperaturen von

-21 bis +60 °C sowie Lagertemperaturen

von -51 bis +71 °C einwandfrei.

„Getacs branchenführende Vollgarantie,

die Unfallschäden mit einschließt, bedeutet

für unsere Kunden, dass sie beim Erwerb

der neuen Lösung auf den umfassenden

Schutz ihrer Investition absolut vertrauen

können“, fügt Agata Fischer hinzu.

Die Ortung verborgener Leitungssysteme

erfolgt unter den verschiedensten Witterungsbedingungen.

Das F110 Tablet von

Getac zeichnet sich durch sein LumiBond®

2.0 Display aus, das selbst bei direkter Sonneneinstrahlung

uneingeschränkt lesbar

ist, während die verschiedenen Touchmodi

für Regen, Handschuh- oder Stiftbedienung

einen hohen Nutzungskomfort gewährleisten.

Der 11,6 Zoll Bildschirm bietet

außerdem reichlich Platz für Anwendungen

und der RJ45/LAN Port eine

sichere und schnelle Datenverbindung

zum DSX-Ortungssystem.

Eric Yeh, Sales & Operations Director

DACH bei der Getac Technology GmbH, erklärt:

„Wir freuen uns sehr, dass sich Leica

erneut für uns entschieden hat – und besonders

für diese anspruchsvolle Lösung.

Denn bei ihrer Anwendung geht es nicht

nur um Effizienzmaximierung und Vermeidung

kostspieliger Beschädigungen an Leitungen,

sondern vor allem um den Schutz

der Kollegen, die draußen im Feld schwierige,

nicht selten extrem gefährliche Arbeiten

erledigen. Unsere enorm zuverlässigen

und leistungsfähigen F110 Tablets sind definitv

die beste Wahl für diese Anforderungen.“

LLwww.getac.com,

www.hexagon.com

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VGB PowerTech 11 l 2019

Industry News

Events in brief

EnInnov2020 – 16. Symposium

Energieinnovatione

(tug) Vom 12. bis 14. Februar 2020 findet

an der TU Graz das 16. Symposium Energieinnovation

statt, welches vom Institut für

Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation

der TU Graz gemeinsam mit den Mitveranstaltern

Österreichischer Verband für

Elektrotechnik (OVE), Österreichs Energie

(Interessenvertretung der österreichischen

E-Wirtschaft) sowie dem Österreichischen

Nationalkomitee des Weltenergierates veranstaltet

wird. Das Symposium steht unter

der Schirmherrschaft von:

• Bundesministerium für Nachhaltigkeit

und Tourismus (BMNT)

• Bundesministerium für Verkehr, Innovation

und Technologie (BMVIT)

• Bundesministerium für Bildung, Wissenschaft

und Forschung (BMBWF)

• Land Steiermark

• Stadt Graz

Thema der diesjährigen Veranstaltung:

„ENERGY FOR FUTURE –

Wege zur Klimaneutralität“

Der aktuelle Klimabericht der Weltwetterorganisation

(WMO) weist für die Jahre

von 2015 bis 2019 nach vorläufigen Berechnungen

die heißeste Fünfjahresperiode

seit Beginn der Messungen vor rund 150

Jahren aus. Die durchschnittliche Temperatur

habe in diesem Zeitraum bereits um

1,1 Grad über jener der vorindustriellen

Zeit gelegen. Die durch den fortschreitenden

Klimawandel verursachten Auswirkungen

(Gletscherschwund, Anstieg des

Meeresspiegels, Umweltkatastrophen

uvm.) werden dabei immer unmittelbarer

für die Menschen spürbar. Eine vor allem

von der jungen Generation initiierte und

getragene weltweite Bewegung fordert

entsprechende Maßnahmen ein, was durch

zahlreiche Kundgebungen und Aktionen

weltweit zum Ausdruck gebracht wird. Der

gesamte Energiebereich spielt dabei eine

zentrale Rolle.

Auf weltweiter Ebene wird das Thema

Energie und Klimaschutz neben vielen weiteren

bedeutenden Zielsetzungen im Rahmen

der „Sustainable Development Goals“

der United Nations thematisiert. Basierend

auf der Klimakonferenz in Paris vom Dezember

2015 – bei der sich bisher 195 Staaten

auf ein Klimaabkommen geeinigt haben

– finden im Rahmen der nächsten Klimakonferenz

im Dezember 2019 in Madrid

weitere Beratungen statt. Es gilt, die globale

post-industrielle Erwärmung langfristig

auf zwei Grad oder weniger zu begrenzen

und die Wirtschaft in Richtung CO 2 -Neutralität

umzubauen.

VGB Thementag

Windenergie –

Umwelt-, Arbeits- und

Gesundheitsschutz

SAVE

THE DATE

14. Mai 2020

Essen

Mit der Nutzung der Windkraft – sowohl

onshore als auch offshore – sind, wie bei

allen Techniken, Fragen zu Arbeits-,

Gesundheits- und Umweltschutz zu

berücksichtigen und zu beantworten.

Dazu bedarf es z.B. der Mitwirkung von

Fachleuten aus der Forschung, der Produktion,

Politik, Umweltverbänden, unterschiedlichen

Behörden und der Unfallversicherungsträger,

um im Konsens Lösungen zu erarbeiten und

diese zu realisieren.

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen

Germany

Informationen

Gerda Behrendes

E-Mail

vgb-thement-wind@vgb.org

Telefon

+49 201 8128-313

www.vgb.org

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Industry News VGB PowerTech 11 l 2019

Die Europäische Kommission legt mit

dem „Clean Energy for all Europeans

Package“ ein umfassendes Regelwerk zur

Erreichung der europäischen Ziele vor,

welches die Erhöhung des Anteils erneuerbarer

Energie auf 32%, die Hebung der

Energieeffizienz um 32,5% sowie die Reduktion

der Treibhausgase um 40% bis

2030 umfasst. Bis 2050 wird in der EU darüber

hinaus Klimaneutralität angestrebt.

Sämtliche Teile wurden bis zum Juni 2019

offiziell verabschiedet und werden nun in

nationalen Gesetzgebungen und Energiestrategien

(z.B. #mission2030, Klimaschutzgesetz)

umgesetzt. Die Themen umfassen

dabei besonders Erneuerbare Energien,

Energieeffizienz, Elektrizitätsmärkte,

Regulierung sowie Gebäude.

Bei der Transformation unseres Energiesystems

sind die verstärkte Nutzung erneuerbarer

Energien sowie die Hebung der

Energieeffizienz weiterhin zentrale Eckpfeiler.

Darüber hinaus wird elektrische

Energie künftig eine noch bedeutendere

Rolle spielen. Die Integration hoher Anteile

erneuerbarer Energie in das Gesamtenergiesystem

sowie neue Marktteilnehmer

(z.B. Prosumer, Aggregatoren, Energiegemeinschaften)

erfordern aber auch Anpassungen

im Bereich der Elektrizitätsmärkte

sowie des Regulierungsregimes, eine verstärkte

Flexibilisierung der Erzeugung und

der Nachfrage, mehr Energiespeicheroptionen,

die Kopplung unterschiedlicher Sektoren,

eine Fortentwicklung zukunftssicherer

Übertragungs- und Verteilnetzinfrastrukturen

sowie Veränderungen im

Gebäude- und Mobilitätssektor.

Die Sicherstellung unserer Lebensgrundlagen

hat weltweit oberste Priorität. Ob

Klimaneutralität erreichbar ist und vor allem

welche infrastrukturellen und energiewirtschaftlichen

Voraussetzungen auf den

unterschiedlichen Wegen erfüllt sein müssen,

sind zentrale aktuelle Fragestellungen.

VertreterInnen der Wissenschaft und

Forschung, Wirtschaft, NGOs, Verbände

sowie Politik und Verwaltung sind daher

aufgefordert entsprechende Beiträge im

Sinne einer gedeihlichen Entwicklung insbesondere

der europäischen Energiewirtschaft

und Gesellschaft zu leisten und diese

werden im Rahmen des Symposiums

diskutiert. (193511655)

Univ.-Prof. DI Dr. MBA Wolfgang Bösch

(Dekan ETIT)

Assoz.-Prof. DI Dr. Udo Bachhiesl (Symposiumsleitung)

LLwww.tugraz.at/events/

eninnov2020/home/

WindEnergy Hamburg: The global

on & offshore event

• Hamburger Weltleitmesse 2020 mit

neuem Konferenz-Konzept

(wehh)Der gesellschaftliche Druck zur

Einhaltung des Pariser Klimaschutzabkommens

steigt. Die Bewegung „Fridays for Future“

zieht weltweit Tausende auf die Straßen.

Die Menschen verlangen, dass endlich

etwas gegen die Klimakrise unternommen

wird. Die Politiker geben sich ambitioniert

und reden von der Umstellung auf eine klimaneutrale

Wirtschaft.Unterdessen nimmt

der globale Energiebedarf ständig zu. Wie

können wir die Aufheizung der Erdatmosphäre

auf nur 1,5 °C senken und unsere

Umwelt schützen, zugleich aber eine zuverlässige,

wettbewerbsfähige Energieversorgung

sicherstellen? Windenergie kann

zum Rückgrat einer sauberen, wettbewerbsfähigen

Energiewirtschaft werden.

Windenergie ist die günstigste und umweltfreundlichste

Energiequelle mit hohem

CO 2 -Einsparpotenzialin Wärmeerzeugung,

Mobilität, Industrie etc. Windenergie

schafft Arbeitsplätze und stärkt die regionale

Wirtschaft. Vorhersagen der Internationalen

Energieagentur IEA zufolge wird die

Windenergie bis 2027 an Kohle, Kernenergie

und Gas vorbeiziehen und zur wichtigste

Energiequelle in der EU werden .

Unter dem Motto Climate First wird die

WindEnergy Hamburg vom 22. bis 25. September

2020 erneut zum globalen Treffpunkt

für die Onshore- und Offshore-

Wind energiebranche. In neun Messehallen

zeigen mehr als 1.400 nationale und internationale

Aussteller die neuesten Produkte,Dienstleistungen

und Trends. Rund

35.000 Teilnehmer werden aus 100 Ländern

nach Hamburg kommen, um die gesamte

Wertschöpfungskette der Windindustrie

zu erleben und sich einen umfassenden

Überblick über Status und Zukunft

der globalen Marktentwicklung für

dieBranche verschaffen.

Erstmalig bringen die Veranstalter Hamburg

Messe und Congress und WindEurope

die Konferenzen in die Mitte der Messehallen,

um das Messeerlebnis durch das Fachwissen

der Vordenker aus Industrie und

Forschung zu bereichern. Drei offene Bühnen

werden für Keynotes und Diskussionsrunden

mit internationalen Experten zur

Verfügung stehen. „Wir haben unser Konzept

den Marktbedürfnissen angepasst. In

einer Branche, die sich so dynamisch entwickelt,

ist unsere WindEnergy Hamburg

das Event, auf dem sich die Big Player, Entscheider

und die Pioniere informieren, vernetzen

und Geschäfte machen. Hier ist globaler

Wissenstransferfokussiert möglich.

Dazu gehört für uns ein offenes Konferenz-Konzept,

das mitten in unseren Hallen

stattfindet und das Ausstellerumfeld

thematisch in Bezug setzt“, so Bernd Aufderheide,

Vorsitzender der Geschäftsführung

Hamburg Messe und Congress.

Neue Schwerpunktthemen und Insights:

Wasserstoff und Elektrifizierung aus

erneuerbaren Energien, Menschen und

weltweite Märkte

Drei Schwerpunktthemen prägen die

WindEnergy Hamburg im kommenden

Jahr: Elektrifizierung, Energiespeicherung

und Power-to-X-Lösungen als „Missing

Links“, die die Energiewende ermöglichen.

In Halle B7 werden der Networking-Bereich

„H2Insights“ und die Bühne „Power4Climate“

Raum für wegweisende Gespräche

mit Experten über zukunftssichere

Lösungen und Geschäftsmodelle bieten.

„Wir verbinden hier die Akteure der Windstromproduktion

mit den Spezialisten für

Elektrifizierung, die Umwandlung erneuerbarer

Energie in Wasserstoff und Wasserstoff-Anwendungen.

Ein wichtiger Schritt

für die notwendige Energie- und Mobilitätswende

mit unendlichem Potenzial für

den weltweiten Markt“, fasst Bernd Aufderheide

zusammen.

Menschen stehen im Rampenlicht einer

besonderen Bühne in Halle A4. Das Thema

hier: Empowering People Insights.Die

Schwerpunkte sind Sicherheit, IT-Sicherheit

und Digitalisierung, Einbeziehung der

Bevölkerung, Arbeitsplätze und Qualifikationen.

“Um die Energiewende zu schaffen,

müssen wir die Menschen abholen. Auf die

Ansprache und Einbeziehung der Bevölkerung

kommt es an. Und auf die Schaffung

hoch qualifizierter und sicherer Arbeitsplätze

für die Bevölkerung. Und auf niedrige

Strompreise für alle. Windenergie erfüllt

alle diese Versprechen. Und sie sorgt

dafür, dass bei der Energiewende niemand

vergessen wird. Hamburg ist im kommenden

September der „Place to be“, um diese

Themen voranzubringen“, betont Giles

Dickson, der CEO von WindEurope.

Die „Global Business Insights Stage” wird

in Zusammenarbeit mit GWEC, dem Global

Wind Energy Council,organisiert. In mehreren

Konferenzen zu den Themenbereichen

Finanzen, Investitionen und Kooperationen

unter Mitwirkung hochrangiger

Persönlichkeiten können sich die Teilnehmer

über Marktentwicklungen in aller Welt

informieren. „Die Windenergie ist eine

echte globale Erfolgsgeschichte. In führenden

Volkswirtschaften der Welt wie in den

USA, China und Brasilien wird sie zunehmend

zu einer Hauptenergiequelle, und in

den Entwicklungs- und Schwellenländern

hat sie enormes Wachstumspotenzial.In

Hamburg werden Erfolgsrezepte ausgetauscht

und Herausforderungen überwunden,

damit die Windenergie zur zentralen

Triebkraft der globalen Energiewende werden

kann“, so Ben Backwell, der CEO des

GWEC.

• WindEnergy Hamburg

vom 22. - 25. September 2020

LLwww.windenergyhamburg.com

32


VGB PowerTech 11 l 2019

Industry News

Erfolgreiche Premiere für

den Neuen Hüttentag in

deR Messe Essen

• Keynotes, Podiumsdiskussion und Fachvorträge

thematisierten aktuelle Herausforderungen

der Stahlindustrie und

zeigen Lösungen auf.

(dvs) Über 400 Teilnehmer, mehr als 30

Aussteller, aktuelle Themen der Stahlindustrie

und ein reger fachlicher Austausch

kennzeichneten die Premiere des HÜT-

TENTAGS 2019, der unter dem Motto „Tradition

bewahren. Zukunft gestalten“ im

neuen Foyer Ost der Messe Essen stattfand.

Die DVS Media GmbH und die Messe

Essen GmbH als gemeinsame Veranstalter

freuen sich über die gelungene Auftaktveranstaltung.

„Der intensive fachliche Austausch über

den gesamten Tag zeigt uns, dass wir mit

unserem Veranstaltungskonzept von Keynotes,

Podiumsdiskussion, Fachvorträgen

und begleitender Firmenausstellung den

Nerv der Branche getroffen haben“, so

Dirk Sieben, Geschäftsführer der DVS Media

GmbH. „Die Stahlindustrie steht vor

großen Herausforderungen“, so Oliver P.

Kuhrt, Geschäftsführer der Messe Essen

GmbH. „Mit dem HÜTTENTAG bieten wir

eine Plattform, um über diese Herausforderungen

zu diskutieren und Lösungen zu

finden.“

Die ungebrochen hohe Bedeutung der

deutschen Stahlindustrie betonte auch Essens

1. Bürgermeister Rudolf Jelinek in seinem

Grußwort: „Deutschland ist der größte

Stahlhersteller in der EU und der siebtgrößte

Stahlhersteller der Welt. Die

Stahlbranche ist immer noch das Rückgrat

der deutschen Volkswirtschaft.“ Dass Essen

durch den neuen HÜTTENTAG zum

Treffpunkt der Branche wird, passt aus seiner

Sicht hervorragend zur Region: „In den

letzten 100 Jahren hat – neben den Zechen

–- keine Industrie das Ruhrgebiet mehr geprägt

als die Stahlindustrie.“

Zu den Schwerpunktthemen auf dem

HÜTTENTAG 2019 zählten neben der

CO 2 -freien Stahlerzeugung auch die Additive

Fertigung, die Digitalisierung und die

E-Mobilität. Darüber hinaus wurden in

zahlreichen Fachvorträgen neue Produktionsmöglichkeiten,

Aspekte des Anlagenbaus,

der Technologietransfer und weitere

aktuelle Fragestellungen diskutiert. Beim

abschließenden gemeinsamen Hüttenabend

blieb schließlich genug Zeit, die Gespräche

miteinander fortzusetzen und

neue Kontakte in der Branche zu knüpfen.

• Der nächste HÜTTENTAG findet am 5.

November 2020 im Congress Center Ost

der Messe Essen statt.

LLwww.homeofsteel.de

VGB Technical Services

Oil Laboratory

Oil management leads to safe

operation and cost optimization.

Independent oil analysis

in own laboratory

Assessment of lube

and insulating oils

Tailor-made solutions

to extent lube oil lifetime

Inhibition with additives

General consulting in oil issues

Optimization of

lubricant systems

Support during oil changes

Certification of oil suppliers

CONTACTS

Dr.-Ing. Christian Ullrich

Executive Managing Director

E-mail: christian.ullrich@vgb.org

Oil Laboratory

Heiko Fingerholz

Technical Services | Head Team Oil

Phone: +49 201 8128-160

E-mail: heiko.fingerholz@vgb.org

www.vgb.org

33


Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip VGB PowerTech 11 l 2019

Der Grundsatz der

Technologieoffenheit als Rechtsprinzip

Ein Konzept zur diskriminierungsfreien Förderung

von CO 2 -freien Techniken und Kraftstoffen

Hans-Peter Schwintowski

Abstract

The principle of openness to technology

as a legal principle – A concept for the

non-discriminatory promotion of CO 2 -free

technologies and fuels

The convention adopted at the 2015 United Nations

Climate Change Conference in Paris in

December 2015, which came into force on 4 November

2016, is the first climate protection

agreement in which the international community

commits itself bindingly under international

law to the goal of limiting global warming

to 1.5 degrees Celsius compared with preindustrial

levels. Europe is making a variety of

efforts to achieve this goal.

The 2018 German Coalition Agreement also

takes up this goal and indicates various ways of

achieving the climate protection policy goals.

There should be a support programme for decarbonisation

in industry (keyword: withdrawal

from coal) and the path to sustainable mobility

should be “open to technology and without

political definition of technology”. The principle

of openness to technology, which the Climate

Protection Plan 2050 emphasises in many places,

is thus the principle par excellence for

achieving the climate protection goals of 2050.

The targets for the Federal Republic of Germany

set out in the Climate Protection Plan 2050 are

binding. These are therefore legal principles. It

is therefore the task of the law to enforce these

commitments and to review them for their appropriateness

in individual cases.

It is fundamental that the judiciary in the interaction

between the executive and legislative

branches has an important task, namely that of

reviewing, monitoring the fairness of the facts

and enforcing basic principles which are binding

on constitutional states under international

law. This means that the principle of openness

to technology as a legal principle ensures the

functionality of the rule of law by making the

attainment of international legal objectives,

such as those set out in the Paris Climate Protection

Agreement 2015, the object of law and thus

also of jurisdiction.

l

Autor

Prof. Dr. Hans-Peter Schwintowski

Humboldt-Universität zu Berlin

Juristische Fakultät

Lehrstuhl für Bürgerliches Recht, Handels-,

Wirtschafts- und Europarecht

Berlin, Deutschland

Das Klimaschutzziel 2050

Das im Dezember 2015 auf der Weltklimakonferenz

in Paris beschlossene Übereinkommen,

am 4. November 2016 in Kraft

getreten, ist das erste Klimaschutzabkommen,

mit dem sich die Weltgemeinschaft

völkerrechtlich verbindlich zu dem Ziel

verpflichtet, die Erderwärmung auf

1,5 Grad Celsius gegenüber vorindustriellen

Werten zu begrenzen. [1] Zur Erreichung

dieses Ziels werden in Europa vielfältige

Anstrengungen unternommen. [2]

Hintergrund sind die zunehmenden CO 2 -

Emissionen und der daraus resultierende

Klimawandel. CO 2 hat die Eigenschaft Licht

im Infrarotbereich aufzunehmen, genauer

in den Bereichen zwischen 4 und 15 Mikrometern.

[3] Durch diese Absorption, so die

Autoren Ducci und Oetken, verhindern die

CO 2 -Moleküle in der Atmosphäre, dass

Wärme ungehindert von der Erde in den

Weltraum abgestrahlt wird – sie speichern

diese Energie. [4] Die Erhöhung des Kohlendioxid-Anteils

in der Luft durch die Industrialisierung

ist daher eine Ursache für

den Klimawandel. Während er im vorindustriellen

Zeitalter bei etwa 0,028 % und

noch Ende der 1950er Jahre unter 0,032 %

lag, habe er im April 2018 erstmals im monatlichen

Mittel den Wert von 0,041 %

überschritten. Das klinge wenig, bedeute

aber einen Anstieg von mehr als 46 % verglichen

mit dem Wert vor der Industrialisierung.

Die „wenigen“ CO 2 -Teilchen in der

Atmosphäre hätten somit einen riesigen

Einfluss auf das Klima der Erde. [5]

Diese Überlegungen liegen dem Pariser

Abkommen 2015 zugrunde. Daher rührt

der Grundgedanke auf die vorindustriellen

CO 2 -Werte von etwa 0,03 % zurückzukehren.

Auch deshalb heißt es in § 1 Abs. 1

EnWG, dass es Zweck dieses Gesetzes sei,

insbesondere im Interesse des Klima- und

Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung

der Energieversorgung zu ermöglichen.

Dieses Ziel greift auch der Koalitionsvertrag

2018 auf und deutet dabei verschiedene

Wege an, um die klimaschutzpolitischen

Ziele zu erreichen. Insbesondere

werden wir „moderne Produkte und Verfahren“

benötigen. Es soll ein Förderprogramm

Dekarbonisierung in der Industrie

geben (Stichwort: Ausstieg aus der Kohle)

und der Weg zu einer nachhaltigen Mobilität

soll „technologieoffen und ohne politische

Technologiefestlegung“ erfolgen.

[6] Sehr ähnlich argumentierte die Bundesregierung

bereits im Klimaschutzplan

2050. [7] Nur ein offener Wettbewerb um

die besten Ideen und Technologien, würde

Deutschland auf dem Weg zu Treibhausgasneutralität

voranbringen. Das gelte für

alle Handlungsfelder, wie die Energiewirtschaft,

Gebäude, Verkehr, Industrie, Landwirtschaft

sowie Landnutzung und Forstwirtschaft.

[8] Nur so sei das Zwischenziel

für 2030 zu erreichen (Minderung der

Treibhausgasemissionen um 55 % gegenüber

1990 [9]). Deshalb enthalte der Klimaschutzplan

2050 keine starren Vorgaben;

er sei im Rahmen der gesetzten Ziele

durch Technologieneutralität und Innovationsoffenheit

gekennzeichnet. [10]

Bei der Entwicklung von neuen Technologien

biete die Innovationskraft der deutschen

Wirtschaft und Forschung enormes

Potential, dieses, so die Bundesregierung

„wollen wir unterstützen“. [11] Wenn

nicht rasch und ambitioniert gehandelt

werde, drohe eine Erwärmung des Weltklimas

um 4 °C oder mehr. [12] Um dies zu

vermeiden, müsse im Laufe des Jahrhunderts

weltweit der vollständige Umstieg

auf ein Wirtschaften ohne Treibhausgasemissionen

erreicht werden. [13] Mit der

Modernisierung hin zu einer auf erneuerbaren

Rohstoffen, Energien und Materialien

basierenden Infrastruktur sollen Innovationen

angeregt werden, die

längerfristig weit über den europäischen

Zielen (20 % Treibhausgas Minderung;

20 % Steigerung der Energieeffizienz und

20 % Anteil industrieller Produktion) liegen.

[14] Für den Klimaschutzplan, so formuliert

die Bundesregierung wörtlich,

„kommt dem Prinzip der Technologieoffenheit

große Bedeutung zu“. [15]

Neue Technologien- von der Energiespeicherung

über Innovationen bei Industrieprozessen

bis hin zu möglichen Technologien

zur sinnvollen Verwendung und Verwertung

von Kohlendioxid (CCU) könnten

dazu beitragen, die Klimaziele langfristig

kosteneffizient und wirtschaftsverträglich

zu erreichen. [16]

34


VGB PowerTech 11 l 2019

Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip

Das Prinzip der Technologieoffenheit,

das der Klimaschutzplan 2050 an vielen

Stellen betont, ist somit das Prinzip

schlechthin zur Erreichung der Klimaschutzziele

2050. Es geht ersichtlich um

ein Prinzip und nicht etwa nur um einen

politischen Programmsatz. Gemeint ist,

und dies soll im Folgenden entwickelt und

gezeigt werden, ein Rechtsprinzip, denn

Ziele des Pariser Abkommens 2015 sind

verbindlich formulierte (völkerrechtliche)

Prinzipien, an die sich die Unterzeichnerstaaten

gebunden haben. Nach Art. 1 des

Gesetzes zum Pariser Übereinkommen

[17] vom 28.09.2016 hat die Bundesrepublik

Deutschland dem in New York am

22.04.2016 unterzeichneten Übereinkommen

zugestimmt. Nach Art. 2 zielt das Abkommen

darauf ab, den Anstieg der durchschnittlichen

Erdtemperatur deutlich unter

2 °C über dem vorindustriellen Niveau zu

halten und darauf, dass Anstrengungen

unternommen werden, um den Temperaturanstieg

auf 1,5 °C über dem vorindustriellen

Niveau zu begrenzen. Nach Art. 4

Abs. 1 sind die Vertragsparteien, also die

Bundesrepublik Deutschland, bestrebt so

bald wie möglich den weltweiten Scheitelpunkt

der Emissionen von Treibhausgasen

zu erreichen, um in der zweiten Hälfte dieses

Jahrhunderts ein Gleichgewicht zwischen

den Emissionen und ihrem Abbau

herzustellen. In Abs. 2 heißt es, dass jede

Vertragspartei innerstaatliche Minderungsmaßnahmen

ergreift, um die Ziele zu

verwirklichen. Darüber berichten die Vertragsparteien

alle 5 Jahre (Abs. 9). Die von

den Vertragsparteien national festgelegten

Beiträge werden in ein öffentliches Register

eingetragen (Abs. 12). Jede Partei ist

für ihr Emissionsniveau auf der Grundlage

der geschlossenen Vereinbarung verantwortlich

(Abs. 17).

Daraus folgt, dass die im Klimaschutzplan

2050 festgelegten Ziele für die Bundesrepublik

Deutschland verbindlich sind. Es

handelt sich also um Rechtsprinzipien.

Dem Recht kommt somit die Aufgabe zu,

diese Bindungen durchzusetzen und auf

Sachgerechtigkeit im Einzelfall zu überprüfen.

Diese Erkenntnis ist grundlegend. Sie

zeigt, dass die Judikative im Zusammenspiel

zwischen Exekutive und Legislative

eine wichtige Aufgabe, nämlich die der

Überprüfung, der Sachgerechtigkeitskontrolle

und der Durchsetzung von Grundprinzipien

hat, die sich Rechtsstaaten völkerrechtlich

verbindlich geben. Das bedeutet,

der Grundsatz der Technologieoffenheit

als Rechtsprinzip sorgt für die Funktionalität

des Rechtsstaates indem die Erreichung

der völkerrechtlichen Ziele, etwa aus dem

Pariser Klimaschutzabkommen 2015, Gegenstand

des Rechtes und damit auch der

Rechtsprechung werden.

Technologieoffenheit –

Rechtliche Grundfragen

Die Erkenntnis, dass völkerrechtliche

Grundziele, wie etwa die Erreichung und

Durchsetzung der Emissionsreduktionsziele

im Pariser Abkommen, rechtlich

überprüfbar sind, gewinnt in Deutschland

und Europa zunehmend an Gestalt. Am

09.10.2018 hat der Oberste Gerichtshof in

Den Haag den niederländischen Staat zur

Ergreifung von Maßnahmen verurteilt, die

die Reduktion der Treibhausgasemissionen

um mindestens 25 % bis Ende 2020 sicherstellen

müssen. [18]

Mit Urteil vom 19.01.2017 [19] hat der

EuGH klargestellt, dass unter Emissionen

die Freisetzung von Treibhausgasen in die

Atmosphäre zu verstehen ist. Wird demgegenüber

CO 2 nicht freigesetzt, sondern in

einen anderen stabilen chemischen Stoff

umgewandelt, so fehlt es an einer CO 2 -

Emission. Ausgehend vom Grundsatz der

Technologieoffenheit folgt hieraus, dass in

einem solchen Fall das Unternehmen, das

CO 2 stabil bindet, für die so gebundene

Menge kein ETS-Zertifikat erwerben muss.

Eine entgegenstehende nationale Rechtsvorschrift

ist insoweit nichtig. [20] Sie geht

nämlich über das zur Erreichung des CO 2 -

Minderungsziels Erforderliche hinaus. [21]

Vor dem Verwaltungsgericht Berlin ist eine

Klage anhängig, die die Bundesregierung

zur Einhaltung ihrer eigenen Klimaziele

zwingen will. [22] Hintergrund ist die Verpflichtung

der Bundesregierung aus dem

Jahr 2007 bis Ende 2020 die deutschen

Emissionen um 40 % gegenüber 1990 zu

begrenzen. Dieses Versprechen sei rechtlich

bindend gewesen (Grundsatz der

Selbstbindung der Verwaltung). Es werde

aber tatsächlich um weit mehr als

8 % verfehlt. [23] Auch in den USA sind

solche Klimaklagen anhängig. [24] Am

08.05.2019 hat das EuG bei einer Klage

gegen das Europäische Parlament und gegen

den Europäischen Rat immerhin anerkannt,

dass jeder Einzelne auf die eine oder

andere Weise vom Klimawandel betroffen

sein könne. [25] In der Sache wird nunmehr

der EuGH zu entscheiden haben- es

klagen 35 Personen aus 5 EU-Ländern, sowie

Kenia und Fidschi. [26]

Als Folge des Klimawandels beklagen Betreiber

landwirtschaftlicher Betriebe Ernteeinbußen

von ca. 30 %, etwa auf der Nordseeinsel

Pellworm oder in Südbrandenburg.

[27] Die Landwirte werfen der

Bundesregierung Unterlassung bei der

Durch-und Umsetzung des Pariser Abkommens

2015 vor. Dadurch seien sie in ihren

Eigentumsrechten (Art. 14 GG) und in ihrer

Berufsfreiheit (Art.12 GG), sowie in ihrer

allgemeinen Handlungsfreiheit (Art.2

Abs.2 GG) verletzt.

Vor dem OLG Hamm macht ein peruanischer

Bauer den Energiekonzern RWE für

das Abschmelzen des Gletschers vor seiner

Haustür verantwortlich. [28] Die Richter

fanden die Forderung auf Schadensersatz

so nachvollziehbar, dass sie in die Beweisaufnahme

einstiegen und einen Sachverständigen

bestimmten, der den Einfluss

des Konzerns auf das lokale Klima untersuchen

soll. [29]

Auch die Autoindustrie argumentiert ähnlich.

Technologieoffenheit sei für die

künftige Mobilität entscheidend. [30] Es

gäbe nicht die eine Lösung, die alle Frage

beantworte. Dringend gefordert seien einheitliche

regulatorische Rahmenbedingungen

für die E-Mobilität in Europa. Eine weitere

Zersplitterung des Binnenmarktes

durch einseitige Technologiebegrenzung

müsse vermieden werden. Ankündigungen

zum Verbot einzelner Mitgliedstaaten von

Verbrennungsmotoren rüttelten am Kern

des Binnenmarktes. Die technischen Verbesserungen

an Verbrennungsmotoren

würden nicht ausreichen, um das von der

EU beschlossene CO 2 -Minderungsziel von

37,5 % bis zum Jahr 2030 zu erreichen. Allenfalls

10 % seien möglich. Deshalb müsse

über Hybridlösungen nachgedacht werden,

etwa über den Einsatz der wasserstoffbasierten

Brennstoffzelle, oder über

strombasierte synthetische Kraftstoffe (E-

Fuels). [31]

Die Erkenntnis, dass es sich beim Begriff

der Technologieoffenheit um ein (überprüfbares)

Rechtsprinzip handelt, nimmt

zunehmend Gestalt an. Das ist auch durchaus

nachvollziehbar, denn nicht nur die

Bewegung Fridays for Future, sondern vorallem

die Zahlen, Daten und Fakten belegen,

dass in der Bundesrepublik Deutschland-

und in vielen anderen Mitgliedstaaten

der EU, die völkerrechtlich verbindlich

vereinbarten Klimaschutzziele bei weitem

nicht erreicht, sondern in Wahrheit verfehlt

werden. Je länger die Zielverfehlung

dauert, desto schwieriger sind Korrekturen,

denn CO 2 -Anreicherungen in der Atmosphäre

lassen sich nicht einfach von

heute auf morgen durch Reduktionen beseitigen-

es entstehen Langzeiteffekte.

Vor allem aber belegt ein Blick in die Welt

der CO 2 -Reduktionstechnologien, dass die

Bundesregierung den Begriff der Technologieoffenheit

in Wahrheit nicht umsetzt.

Technologieoffenheit bedeutet auf einem

Markt, der von Marktversagen geprägt ist,

dass alle Techniken die zur CO 2 -Reduktion

geeignet sind, diskriminierungsfrei, gleich

und transparent unterstützt und gefördert

werden. Das ist eigentlich ganz selbstverständlich.

Die Tatsache, dass die CO 2 -Reduktionen

wie im Pariser Abkommen vereinbart,

nicht durch marktförmige Prozesse

allein erreicht werden, ist dabei

offenkundig und wird im Klimaschutzplan

2050 von der Bundesregierung vielfach

unterstrichen und belegt.

Wenn das aber so ist, so müsste es einen

strukturellen Gesamtplan über ein technologieoffenes

Fördersystem geben, mit dessen

Hilfe die Reduktionsziele des Pariser

35


Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip VGB PowerTech 11 l 2019

Abkommens erreicht werden. Einige Beispiele,

die im Folgenden vertieft werden,

die aber keineswegs vollständig sind, werden

zeigen, dass von einer technologieoffen,

gleichen, diskriminierungsfreien

und transparenten Technologieförderung

beim besten Willen keine Rede sein kann.

Dies gilt beispielsweise für alle Formen moderner

Energiespeicher. Weder die Batteriespeicher

noch die Wärmespeicher sind

aus der Perspektive der CO 2 -Minderung in

den Förderfokus der Bundesregierung einbezogen.

Das gilt insbesondere für Kleinspeicher

in Haushalten, wenn man eine

größere Anzahl dieser Speicher mit einander

vernetzt. Brancheninsider berichten,

dass auf diese Weise ca. 15 % der CO 2 -

Emissionen von Haushalten können eingespart

werden. Ferner werden in Deutschland

Wind-und PV-Anlagen lieber abgeschaltet,

anstatt den Strom, den der

Verbraucher bezahlt, zum Beispiel in Batteriespeichern

aufzufangen und später wieder

zuverwenden. Allein im Jahre 2017

wurden 5.528 GWh nicht geerntet, aber

vom Verbraucher bezahlt – das heißt die

deutschen Stromverbraucher haben in jenem

Jahr 610 Millionen Euro aufgewendet,

ohne diesen Strom tatsächlich zu verwerten.

[32]

Man kann sagen, dass nicht nur dieses Geld

zum „Fenster hinaus“ geworfen wurde,

sondern vor allem, dass der grüne Strom,

der hätte geerntet werden können, keiner

sinnvollen Verwendung zugeführt wurde.

Stattdessen ist möglicherweise Strom aus

Kohlekraftwerken importiert worden, sodass

die CO 2 -Bilanz erhöht wurde. Der Aufwand

für Härtefallentschädigungen durch

Abschaltungen nimmt Jahr für Jahr erheblich

zu (zwischen 2016 und 2017 war es

fast eine Verdoppelung), so dass sich die

Frage stellt, wieso die Abschaltungen nicht

durch geeignete, technologische Maßnahmen

vermieden werden.

Rechtstechnisch heißt das Stichwort: Zuschaltbare

Lasten – ein Gedanke der in

§13 Abs. 6 EnWG bereits angelegt ist. Steht

überschüssige grüne Energie zur Verfügung,

so werden Anlagen zugeschaltet, die

sie aufnehmen, aber nicht das Netz belasten.

Das sind idealerweise Batteriespeicher,

aber auch Anlagen, die die Fähigkeit

haben standortnah aus grünem Strom unter

Hinzufügung von CO 2 einen synthetischen

Kraftstoff (wie etwa Wasserstoff

und/oder E-Methanol) herzustellen. Man

könnte die überschüssige Energie aber

auch in Latentwärmespeicher auf Salzclusterbasis

überführen.

Alle Technologien, die hier erwähnt werden,

sind am Markt durchaus vorhanden

und einsatzfähig. Das Recht müsste nur

dafür sorgen, dass die überschüssigen

Strommengen diesen CO 2 -neutralen Technologien

zugeführt werden, so das Abregelungen

von EE-Anlagen nicht mehr erforderlich

sind, sondern stattdessen darüber

nachgedacht werden könnte, den Anteil an

der Produktion grünen Stroms auch im

Norden Deutschlands deutlich zu erhöhen.

Würde man nämlich im Norden Deutschlands,

etwa nahe der Windparks, E-Methanol

Anlagen aufstellen und durch Speicher

ergänzen, so könnte man in großem Stil

grüne Kraftstoffe produzieren, die allesamt

den CO 2 -Ausstoß sofort und nachhaltig

reduzieren würden. Der Preis für diese

Anlagen würde die CO 2 -Vermeidungskosten

repräsentieren. Allerdings würde der

Preis bei großen Mengen (Scaleneffekte)

stark sinken. Fachleute weisen darauf hin,

dass die Produktion eines Liters E-Methanol

heute ca. 1 Euro kostet- bei größeren

Mengen wird der Preis in Richtung

50 €Cent schnell sinken. Das ist nicht mehr

weit entfernt von den Erzeugungskosten

eines Liters Benzin oder Diesel bei ansonsten

gleichen Effizienzwerten.

Im Süden Deutschlands werden täglich

Redispatch-Maßnahmen nötig, weil in bestimmten

Zeiten das Netz, das den Strom

vom Norden transportieren soll, überlastet

ist. Es werden somit Alternativkraftwerke

zugeschaltet – dieser Strom ist teuer. Wie

gesagt: einen Teil der Redispatch Maßnahmen

könnte man vermeiden, indem man

im Süden Deutschlands größere Speicherstandorte

schafft und dort den Strom einspeichert,

der beispielsweise zur Nachtzeit

im Norden erzeugt, aber im Süden nicht

gebraucht wird. Es mag sein, dass die Zwischenschaltung

von Speichern im Augenblick

teurer ist als eine klassische Redispatch

Maßnahme. Mittel-und langfristig

aber wird sich das ändern und vor allem:

Die Einspeicherung von grünem Strom ist

CO 2 -frei, während ein Kohlekraftwerk, das

als Redispatch-Kraftwerk eingeschaltet

wird, CO 2 emittiert.

Moderne Wärmekonzepte für Unternehmen

und Haushalte arbeiten mit einem

Wärmevlies, verbunden mit einem (kleinen)

Batteriespeicher. Sie ersparen den

Nutzern ca. 30 % der Energiekosten, weil

sie mit einer intelligenten Wärmesteuerung

verbunden sind. Sie haben aber

Schwierigkeiten, sich im Rahmen neuer

Gebäude durchzusetzen, weil die Berechnung

des Primärenergiefaktors traditionelle,

zum Beispiel gasbasierte, Systeme

bevorzugt. Es ist schwierig nachzuvollziehen,

warum das so ist, denn mit Hilfe dieser

modernen Techniken lässt sich, im Unterschied

zu den traditionellen Wärmekonzepten,

CO 2 deutlich reduzieren. [33]

Auf die Tatsache, dass man mit Hilfe von

Batteriespeichern CO 2 -frei erzeugten

Strom in Zeiten einspeichern kann, in denen

er nicht gebraucht wird, ist schon hingewiesen

worden. Die rechtlichen Rahmenbedingungen

sorgen nun dafür, dass

aus diesem grünen Strom durch das Zusammenmischen

mit grauem Strom im

Speicher letztlich nicht mehr förderfähiger

Graustrom wird. [34] Dies ist überraschend,

jedenfalls dann, wenn man mit

Hilfe von Messgeräten genau zeigen kann,

wie hoch der Anteil von Grün-und von

Graustrom im Speicher jeweils ist. Nebenbei:

im Übertragungsnetz mischen sich

Grün-und Graustrom ohnehin. Das heißt,

die rechtlichen Rahmenbedingen sorgen

für eine Diskriminierung ausgerechnet jenen

Stroms, der CO 2 -frei geerntet wurde.

Als Folge davon wird ein Fehlanreiz gesetzt,

der es verhindert, CO 2 zu reduzieren.

Diese Beispiele, die gleich noch vertieft

werden, sollen andeuten worum es geht.

Der Rechtsgrundsatz der Technologieoffenheit

müsste dazu führen, dass es Fälle

und Fragen dieser Art gar nicht gibt. Jedenfalls

müsste in Zukunft rechtlich überprüft

werden, ob Fehlsteuerungen, wie

hier angedeutet, mit dem Grundziel der

CO 2 -Reduktion vereinbar sind. Sollte sich

herausstellen, dass dieses Ziel durch sachlich

nicht gerechtfertigte Steuerungsmaßnahmen

verfehlt wird, so müsste zunächst

die Politik und dann aber auch das Recht

gegensteuern und jene Rahmenbedingungen

schaffen, die dem Rechtsprinzip der

Technologieoffenheit zum Durchbruch

verhelfen.

Der Grundsatz der

Technologieoffenheit –

Konkretisierung des

Gleichheitsatzes

Der Grundsatz der Technologieoffenheit

wurde im Vorstehenden als Rechtsprinzip

aus der völkerrechtlich verbindlichen Verpflichtung

im Pariser Abkommen 2015 in

Verbindung mit dem Rechtsstaatsprinzip

(Art. 20 Abs. 3 GG) entwickelt. Zugleich

aber konkretisiert der Begriff den Gleichheitssatz

(Art. 3 GG). Der Gleichheitssatz

verlangt Gleiches gleich und Ungleiches

ungleich zu behandeln. Dabei ist allgemein

anerkannt, dass der Gesetzgeber bei der

gewährenden Staatstätigkeit entscheidet,

welche Personen oder Unternehmen finanzielle

Zuwendungen erhalten sollen. Der

Gleichheitssatz verbietet in diesem Falle

nur die Verteilung von Leistungen nach unsachlichen

Gesichtspunkten. [35]

Ob es im Falle der Umsetzung des Pariser

Klimaabkommens 2015 um die typische

gewährende Staatstätigkeit geht, erscheint

fraglich, denn der Staat ist durch die völkerrechtlich

verbindliche Vereinbarung,

die er getroffen hat, gezwungen, die versprochene

CO 2 -Reduktion vorzunehmen,

auch wenn dies der Markt allein nicht leistet.

Insoweit gewährt der Staat nicht, sondern

er handelt und greift in den Wirtschaftskreislauf

aktiv ein, um die von ihm

verbindlich zugesicherten Reduktionsziele

zu erreichen. Er beseitigt durch seinen aktiven

Eingriff in die wirtschaftlichen Abläufe

das Marktversagen und sorgt durch

sein aktives Handeln für die Zielerreichung.

Da der Staat in diesen Fällen aktiv

eingreift und reguliert, ist er mit Blick auf

alle Teilnehmer, die zur CO 2 -Minderung

beitragen, zu einer gleichen, diskriminie-

36


VGB PowerTech 11 l 2019

Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip

rungsfreien und transparenten Vorgehensweise

verpflichtet. So gesehen, spiegelt der

Grundsatz der Technologieoffenheit als

Rechtsprinzip nur den Verhaltensspielraum

des Staates wieder, den er sich selbst

durch Zeichnung des Pariser Abkommens

gegeben hat.

Es handelt sich bei der Umsetzung des völkerrechtlich

verbindlichen Pariser Abkommen

somit nicht um den typischen Fall der

gewährenden Staatstätigkeit, sondern um

den aktiven Eingriff in einen von Marktversagen

geprägten Prozess, der zugleich einen

Anspruch auf Gleichbehandlung durch

jeden Akteur begründet.

So gesehen begrenzt und versachlicht der

Grundsatz der Technologieoffenheit als

Rechtsprinzip das staatliche Handeln mit

Blick auf die CO 2 -Reduktionsziele. Jede

Technik und jede Energiequelle, die zur

CO 2 -Reduktion in der Lage ist, ist demgemäß

gleich zu behandeln. Der Gesetzgeber

hat insoweit, anders als bei der typischen

gewährenden Staatstätigkeit keinen

weiten Einschätzungs- und Beurteilungsspielraum.

Hiervon abgesehen, verbietet Art. 3 Abs. 1

GG aber ohnehin einen gleichheitswidrigen

Begünstigungsausschluss, bei dem

eine Begünstigung einem Personenkreis gewährt,

einem anderen Personenkreis aber

ohne rechtfertigenden Grund vorenthalten

wird. [36] Diese Gleichheit in der Gunst gilt

für alle Staatsleistungen, nicht nur für Geldleistungen.

[37] Das heißt, dass sich die

Gleichheit auch auf den Grundsatz der

Technologieoffenheit und die daraus resultierenden

ihn konkretisierenden rechtlichen

Rahmenbedingungen auswirkt.

Daraus folgt: Die rechtlichen Rahmenbedingungen

müssen jene Techniken, die

CO 2 reduzieren können, diskriminierungsfrei,

gleich und transparent behandeln und

zwar schon deshalb, weil niemand vorwegsagen

kann, welche Technik, in welchem

Maße, sich als besonders effizient bei der

CO 2 -Einsparung erweist und welche nicht.

Das Wesen des Marktversagens besteht gerade

darin, dass man nicht vorhersagen

kann, welche präzisen Wirkungen eine regulierende

Maßnahme haben wird. Man

kann dies vielleicht in gewissen Grenzen

prognostizieren aber keineswegs präzise

beschreiben und voraussehen.

Dies ist der Grund, warum der Grundsatz

der Technologieoffenheit so wichtig ist, um

letztlich dazu beizutragen, dass eine Vielzahl

von technologischen Möglichkeiten

zumindest einmal ausprobiert werden,

wenn man CO 2 -Reduktionsziele nicht auf

marktmäßigen Wege erreichen kann. Auf

der anderen Seite kann es durchaus sachlich

einleuchtende Gründe für eine gewisse

Technologiedifferenzierung dann geben,

wenn feststeht, dass die Technik, um die es

geht, im Vergleich zu einer anderen Technik

in jedem Fall mehr CO 2 vermeidet als

umgekehrt.

Wenn man beispielsweise über die Ökobilanz

eines E-Mobiles nachdenkt, so stellt

sich (für manchen überraschend) heraus,

dass E-Mobile sehr viel aufwendiger zu

konstruieren sind als herkömmliche Fahrzeuge.

Bei der Herstellung wird deshalb

etwa doppelt so viel CO 2 wie bei einem

konventionellen Fahrzeug freigesetzt. [38]

Beim VW sind es etwa 9 statt 4 Tonnen CO 2

– dies geht vor allem auf den Bau der Batterien

zurück. [39] Da das E-Mobil Strom

aus dem Netz tankt und dieser CO 2 belastet

ist, werden je kWh Strom ca. 527 Gramm

CO 2 ausgestoßen. [40] Konsequenz: E-Mobile

sparen oft erst nach über 100.000 Kilometer

Fahrstrecke gegenüber klassischen

Verbrennern das erste Kilo CO 2 , das heißt,

dass der Umstieg auf die E-Mobilität zunächst

einmal die Umwelt nicht ent-, sondern

belastet. [41]

Das bedeutet, dass die Förderung des E-

Mobiles unter CO 2 -Einsparungsgesichtspunkten

nicht unbedingt an erster Stelle

stehen kann und darf, jedenfalls solange es

Techniken gibt, die sehr viel schneller und

effizienter und kostengünstiger die CO 2 -

Vermeidung herbeiführen. Dazu dürften

vor allem die synthetischen Kraftstoffe gehören,

die, wie etwa Wasserstoff oder E-

Methanol, aus grünem Strom plus CO 2 produziert

werden. Dieser Befund ist im ersten

Moment überraschend, weil unstreitig der

Effizienzgrad einer kWh Strom im E-Motor

höher liegt als derjenige etwa eines Kraftstoffs.

Betrachtet man die Dinge aber aus

der CO 2 -Einsparperspektive, so kommt es

nicht auf den Effizienzgrad sondern darauf

an, mit welcher Technik letztlich, in welcher

Zeit, welche Mengen an CO 2 (wahrscheinlich)

eingespart werden könnten.

Und bei dieser Betrachtung ist der synthetische

Kraftstoff dem rein batteriebetriebenen

E-Mobil weit überlegen.

Konsequenzen

Die Konsequenzen aus diesen Überlegungen

sind relativ einfach. Der Grundsatz der

Technologieoffenheit ist als Rechtsprinzip

zu verstehen – er muss sich also einer Sachgerechtigkeitskontrolle

durch die Judikative

öffnen und ihr standhalten. Sachlich

einleuchtende Gründe rechtfertigen selbstverständlich

eine Ungleichbehandlung von

Technologien. Die Gründe müssen aber

aus der Perspektive der CO 2 -Einsparung

nachvollziehbar, beweisbar und überprüfbar

sein.

Synthetische Kraftstoffe

Wie schnell man sich irren kann, belegt

beispielsweise das Positionspapier des Umweltbundesamtes

aus dem März 2016 zur

Integration von power-to-gas/power-to-liquid

in den laufenden Transformationsprozess.

In der Studie [42] wird behauptet,

dass eine zu frühe und zu intensive Integration

von Power-to-liquid-Anlagen (gemeint

sind synthetische Kraftstoffe) zu einer

stärkeren Auslastung fossiler Stromerzeugung

und erhöhtem Ausstoß von CO 2

führen würde. Diese Anlagen würden eine

höhere CO 2 -Emission als die direkte Nutzung

von fossilem Erdgas/Benzin/Diesel

verursachen. Bereits eine sehr einfach

Überlegung zeigt, dass diese Schlussfolgerung

nicht stimmen kann.

Wenn man, so wie es in der Schweiz für

neue Kraftfahrzeuge jetzt gesetzlich beschlossen

ist [43], dem herkömmlichen,

fossilen Kraftstoff bis zu 20 % eines E-Fuels

(gemeint ist E-Methanol) beimischt, so verdrängt

man 1/5 der CO 2 -Emissionen aus

fossilen Kraftstoffen. Das ist eine ziemlich

große Menge CO 2 pro KFZ. Dieser Verdrängungseffekt

setzt unabhängig davon ein,

wie man das E-Fuel hergestellt hat. Gelingt

es das Fuel aus grünem Strom plus CO 2

herzustellen, so ist der Einspareffekt größer.

Aber selbst dann, wenn man das E-

Fuel aus Kohlestrom herstellen würde,

bliebe es dabei, dass 1/5 der CO 2 -Emission

durch Benzin oder Diesel eingespart würde

und zwar sofort und mit jedem Kilometer,

den das Auto fährt.

Aus dieser Perspektive stellt sich die Frage,

wieso die Bundesrepublik Deutschland

kein Gesetz verabschiedet, das dem

schweizerischen vergleichbar ist. Im Gegenteil:

In der VO (EU) 2019/631 vom

17.04.2019, in der es um die Festsetzung

von CO 2 -Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen

und für neue leichte Nutzfahrzeuge

geht, heißt es in Art. 15, dass

erst einmal bis zum Jahr 2023 gewartet

werden soll, um herauszufinden, ob die

Nutzung synthetischer und fortschrittlicher

alternativer Kraftstoffe möglicherweise

zur CO 2 -Emissionsminderung bei Kraftfahrzeugen

beitragen kann. Diese Aussage

ist überraschend und in sich widersprüchlich,

denn wenn man einem Kraftfahrzeug

ein E-Fuel beimischt, so verdrängt man den

fossilen Kraftstoff und sorgt mithin automatisch

für eine Absenkung der CO 2 -Emissionen.

Was soll bei einem Bericht der

Kommission im Jahre 2023 anderes als dieses

Ergebnis herauskommen?

Anders formuliert: Es gibt keinen Sachgrund

für das Zuwarten bei der Herstellung

synthetischer Kraftstoffe. Es ist umgekehrt,

unbedingte Eile geboten, denn die

Bundesrepublik Deutschland erreicht ihre

Emissionsziele im Jahre 2020 ohnehin

nicht. Umso wichtiger wäre es moderne,

synthetische Kraftstoffe in möglichst großen

Mengen zu erzeugen und den fossilen

Kraftstoffen beizumischen.

Dabei würde es letztlich gar keine Rolle

spielen, ob das E-Fuel aus grünem Strom

oder aus grauem oder aus einem Mix aus

beidem hergestellt würde. Derzeit exportiert

Deutschland Strom in großen Mengen,

nämlich für über 3 Mrd. Euro ins benachbarte

EU-Ausland. Dem stehen Importe

im Wert von lediglich 900 Mio. Euro

entgegen. [44] Statt diesen Strom zu exportieren,

sollten wir ihn in E-Fuels über-

37


Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip VGB PowerTech 11 l 2019

führen und dieses dem Kraftfahrzeug, soweit

technisch möglich, beimischen. Da E-

Methanol sehr viel preiswerter herstellbar

ist als Wasserstoff und da man E-Methanol

dem traditionellen Kraftstoff ohne Weiteres

beimischen kann (chemisch entspricht

E-Methanol dem herkömmlichen Bioethanol),

sollte der Gesetzgeber dem Vorbild

der Schweiz folgen und so schnell es geht

die Beimischung von E-Methanol ins Gesetz

schreiben. Art. 194 AEUV erlaubt dies

– insoweit ist die VO (EU) 2019/631 nicht

bindend. Denn in Art. 194 Abs. 2 AEUV ist

den Mitgliedstaaten das Recht vorbehalten

die Art und Weise ihres Energiemixes allein

und unabhängig von der EU zu bestimmen

– anders formuliert: diese Regelung verdrängt

die VO (EU) 2019/631.

Erwähnt werden sollte bei der Gelegenheit,

dass E-Mobile große Vorteile von einem

Hybridantrieb hätten – das heißt, es

wäre möglich die schlechte CO 2 -Bilanz des

E-Mobiles durch einen Hybridantrieb aufzubessern.

Marktreif sind heute schon Range-Extender.

Dies sind kleine (meist Wanckel-)Motoren,

die im Auto eingebaut werden

und die E-Methanol (beispielsweise

aus einem 5 Liter Cube) in Strom umwandeln.

Der Range-Extender belädt somit die

Batterie im Fahrbetrieb und sorgt auf diese

Weise dafür, dass das Reichweitenproblem

(sehr preiswert) gelöst ist und, dass das

Netz durch das Betanken einer großen

Zahl von E-Mobilen nicht überlastet ist und

zusammenbricht. Eine solche Kombinationstechnik,

die heute schon am Markt erworben

werden kann, würde also die

Durchsetzung der E-Mobilität erheblich

unterstützen und fördern und zugleich den

alternativen Netzausbau, insbesondere im

Verteilnetz, deutlich vermindern und damit

preiswerter machen. Damit wiederum

wären CO 2 -Reduktionen verbunden. Der

Range-Extender selbst spart ebenfalls CO 2

– das heißt die Gesamtbilanz für das E-Mobile

verbessert sich.

Speicher

Mit Blick auf die Batteriespeicher wurde

oben bereits erwähnt, dass diese CO 2 -frei

arbeiten und deshalb, insbesondere prädestiniert

dafür wären, jenen grünen Strom

aufzunehmen, der derzeit bei uns abgeregelt.

Das Stichwort heißt zuschaltbare

Lasten. Der Gedanke ist bereits in § 13 Abs.

6 EnWG angelegt, dort aber auf KWK-Anlagen

reduziert. Um die Vergeudung grünen

Stroms durch schlichtes Abschalten und

Zahlen von Härtefallentschädigung zu vermeiden,

sollte der Gesetzgeber dafür sorgen,

dass große Speicherbatterien bereitgestellt

werden, um grünen Strom aufzunehmen.

Das wäre über das Konzept der

zuschaltbaren Last ohne Weiteres schnell

und einfach möglich. Da der Strom, durch

die Härtefallentschädigung ohnehin bereits

bezahlt ist, sollte dafür gesorgt werden,

dass die Direktleitungen zur Batterie

mit Strom befüllt werden, der nahezu

nichts kostet. Die Batteriebetreiber wiederum

sollten verpflichtet werden den Strom,

insbesondere zu Zwecken abzugeben, die

ihrerseits CO 2 einsparend sind, wie etwa

zur Herstellung von E-Methanol oder Wasserstoff.

Denkbar wäre es aber auch, den überschüssigen

Strom in moderne Wärmespeicher

einzuspeisen, wie etwa in einen Latentwärmespeicher

auf Salzclusterbasis.

Wärmespeicher dieser Art wandeln Strom

in Salzkristalle um. Die umgewandelte

Wärme kann – später zu jeder Zeit – zu

58,6 °C ausgespeist werden und ersetzt

jede Öl- oder Gaswärmeversorgung. Der

Wärmespeicher, der einfach zu installieren

und preiswert ist, kann auch als Kältespeicher

genutzt werden.

Darüber hinaus lassen sich mithilfe von

kleinen haushaltstauglichen Batteriespeichern

große CO 2 -Mengen bei der Wärmeversorgung

von Gebäuden einsparen,

wenn man für eine Vernetzung dieser Speicher

innerhalb von Wohnarealen sorgt.

Primärenergiefaktor

Eine ähnliche Technik ist diejenige, die zu

einem Wärmevlies in Gebäuden führt, verbunden

mit einem Kleinspeicher. Die wie

eine Tapete verlegbaren Vliese sparen

sämtliche Heizungsgeräte. Die Anlagen

laufen auf der Grundlage intelligenter

Messsysteme je nachdem, ob sich Menschen

in den Räumen befinden und sparen

auf diese Weise im Durchschnitt mehr als

30 % der sonst üblichen Nutzenergie ein.

Diskriminiert werden Anlagen dieser Art

durch das Konzept des Primärenergiefaktors.

[45] Derjenige, der wie das Wärmevlies,

ausschließlich grüne Energie bezieht,

müsste heute bereits einen Primärenergiefaktor

von näherungsweise „0“

erreichen. Stattdessen setzt die einschlägige

DIN-Norm ihn auf den Faktor 1,8 fest.

Als Folge hiervon werden die Hersteller

dieser hochmodernen CO 2 einsparenden

Technik durch eine Rechtsnorm diskriminiert

– der Gesetzgeber müsste dies ändern.

Ganz generell müsste der Primärenergiefaktor

dynamisiert, das heißt aus

der Perspektive der CO 2 -Minderungsmöglichkeiten,

entwickelt und permanent angepasst

werden. Zur Zeit führt der Primärenergiefaktor

in einer Vielzahl von Fällen

dazu, dass zum Beispiel Hausdämmtechniken

oder Fernwärmesysteme durch den

Faktor gefördert werden, obwohl durch

diese Förderung mehr CO 2 emittiert wird

als umgekehrt. Solche Fehlanreize dürfen

aus der Perspektive des Grundsatzes der

Technologieoffenheit nicht mehr hingenommen

werden.

Mischung aus Grün- und Graustrom

Das Gleiche gilt mit Blick auf Speicher, die

sowohl mit grünem als auch mit grauem

Strom befüllt werden. Der Grüne Strom

verliert auf diese Weise seine Qualität und

wird zu Graustrom, und zwar auch dann,

wenn man durch ein intelligentes Messsystem

am Speicher zeigen kann, wie viel

Grünstrom und wieviel Graustrom eingespeist

werden. [46] Konsequenz: Speicher

werden auf diese Weise diskriminiert. CO 2 -

freier Strom wird umdefiniert in grauen

Strom, der CO 2 -reich sein kann. Damit

wird der Anreiz, Speicher zu installieren,

um Grünstrom nicht abzuschalten,

verringert – erneut ein Beispiel für die Verletzung

des Grundsatzes der Technologieoffenheit

aus der Perspektive der CO 2 -

Reduktion.

Fazit

––

Der Grundsatz der Technologieoffenheit

ist ein Rechtsprinzip, weil die Umsetzung

und Durchsetzung der Klimaschutzziele

nach dem Pariser Abkommen

2015 völkerrechtlich verbindlich

geschuldet ist. Das Rechtsstaatsprinzip

verlangt die Erfüllung dieser verbindlichen

Ziele und damit zugleich auch

eine Überprüfung dahin, ob die Technologien,

die dem CO 2 -Ziel dienen, gleich,

diskriminierungsfrei und transparent in

den Reduktionsprozess einbezogen

werden.

––

Die Um- und Durchsetzung der Klimaschutzziele

wird vom Staat verbindlich

geschuldet – der Staat handelt insoweit

nicht als gewährender, sondern als umsetzender

und regulierender Staat. Er

schuldet die diskriminierungsfreie, gleiche

und transparente Behandlung aller

Technologien, die dem Umsetzungsziel

dienen.

––

Bei der Umsetzung ist eine technologische

Differenzierung, je nach dem Wirkungs-

und Effizienzgrad der CO 2 -Einsparung,

möglich und mit dem Gleichheitssatz

vereinbar. Entscheidend ist die

Frage, welche Technik, in welcher Zeit,

wie viel CO 2 einspart – andere Ziele sind

bei dieser Frage irrelevant.

––

Der deutsche Gesetzgeber sollte dem

Beispiel der Schweiz folgen und für neue

Kraftfahrzeuge und für solche, die sich

dafür eignen, vorschreiben, dass dem

herkömmlichen Kraftstoff 20 % eines E-

Fuels (sinnvoll wäre E-Methanol) beizumischen

ist. Auf diese Weise würden

sehr schnell und sehr nachhaltig große

Mengen CO 2 im Kfz-Sektor eingespart

werden. Ähnliche Anordnungen sollten

für den Bereich der Binnenschifffahrt,

der Hochseeschifffahrt und der Flugindustrie

erwogen werden.

––

Der deutsche Gesetzgeber sollte an die

Stelle des Abregelns von EE-Anlagen ein

System der zuschaltbaren Lasten setzen.

Der auf diese Weise abzuerntende grüne

Strom kann entweder in E-Methanol umgeformt

oder aber in moderne eingespeist

oder in Latentwärmespeicher

überführt werden.

––

Der Gesetzgeber müsste mit Blick auf

moderne Gebäudetechniken, die CO 2

sparen, dafür sorgen, dass der diskrimi-

38


VGB PowerTech 11 l 2019

Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip

nierende Primärenergiefaktor so schnell

wie möglich CO 2 dynamisch verändert

wird.

––

Wenn und soweit in einem Speicher

durch Messsysteme geklärt werden

kann, wie viel Grüner und wie viel Grauer

Strom im Speicher ist, darf dieser

Strom nicht in Graustrom umdefiniert

werden – das sollte gesetzlich klargestellt

werden.

Referenzen

[1] ABl. L 282 v. 19.10.2016, S. 4; Klimaschutzplan

2050 – Klimaschutzpolitische

Grundsätze der Bundesregierung, November

2016, S. 6; durch Gesetz vom

28.09.2016 ist das Übereinkommen in

Deutschland ratifiziert worden; BGBl 2016

Teil II Nr. 26, S. 1082 ff.

[2] So etwa Richtlinien (EU) 2018/2001 v.

11.12.2018 zur Förderung der Nutzung

von Energie aus erneuerbaren Quellen

(RED II); Verordnung (EU) 2019, 631 v.

17.04.2019 zur Festsetzung von CO 2 -Emissionsnormen

für neue Personenkraftwagen

und für neue leichte Nutzfahrzeuge;

Vorschlag für die Clean Vehicles Directive

II 2017/0291 (COD), die im öffentlichen

Nahverkehr dafür sorgen soll, dass zunehmend

Fahrzeuge batterie- und hybridgetrieben

sein werden.

[3] Matthias Ducci/Marco Oetken, Chemische

Unterhaltungen. Experimente mit Kohlenstoffdioxid,

Spektrum der Wissenschaft

6.2019, S. 46f.; Michael E. Mann, Klimawandel,

Gefährlicher Wetterverstärker,

Spektrum Wissenschaft, 7.2019, S. 3ff.

[4] Spektrum der Wissenschaft a.a.O., S. 47.

[5] Spektrum der Wissenschaft a.a.O., S.

47/48.

[6] Koalitionsvertrag 2018, S. 57 Rn. 2559, S.

58 Rn. 2620f.

[7] Stand November 2016, S.7.

[8] Klimaschutzplan a.a.O., S.7.

[9] Ausgangswert: 1.248 Millionen Tonnen

CO 2 -Äquivalent.

[10] Klimaschutzplan 2050, S.11.

[11] Klimaschutzplan 2050, S.11.

[12] Klimaschutzplan 2050, S.12.

[13] Klimaschutzplan 2050, S.13.

[14] Klimaschutzplan 2050, S.13.

[15] Klimaschutzplan 2050, S.14.

[16] Klimaschutzplan 2050, S.14.

[17] BGBl 2016 Teil II Nr. 26, S. 1082 ff.

[18] ECLI: NL: GHDHA: 2018: 2610.

[19] Rs C-460/15, juris – ECLI: EU: C:2017:29.

[20] EuGH a.a.O., Rn. 44ff.

[21] So auch Umweltbundesamt, Final Report

zu Carbon Capture and Utilisation – CCU –

Text 36/2019; Zusammenfassung ab S. 15.

[22] FAZ vom 16.06.2019, Nr. 24, S.23.

[23] FAZ a.a.O., S.23.

[24] FAZ a.a.O., S.23.

[25] Rs T-330/18 Rn.49.

[26] FAZ a.a.O., S.23.

[27] FAZ a.a.O., S.23.

[28] FAZ a.a.O., S. 23.

[29] FAZ a.a.O., S. 23.

[30] Holger Appel, Autoindustrie bringt Spannung

ins Kanzleramt, FAZ vom 17.06.2019-

online.

[31] Weiterführend und vertiefend Holger Appel,

FAZ, a.a.O..

[32] Bundesverband WindEnergie, Redispatch

und Abregelung- welche Rolle spielen die

Erneuerbaren? Vom 21.06.2018.

[33] Vertiefend Schwintowski, Zum BMWi-

Grünbuch Energieeffizenz und Impulspapier

Strom 2030, EWeRK 2016, 365, 367.

[34] dagegen: Sauer/Todorovic, Die Förderfähigkeit

von EE-Strom nach gemeinsamer

Zwischenspeicherung mit konventionell

erzeugtem Strom EWeRK 2016, 306ff; die

Clearingstelle argumentiert entgegengesetzt:

Empfehlung 2016/2 v. 23.01.2017;

unterstützt von der BNetzA, Hinweis „EE-

Stromspeicher: Regulierungspflichten,

Amnestie, Förderung und Abgrenzung“

vom 12.03.2019.

[35] P. Kirchhof in: Maunz/Dürig, GG-Kommentar,

86.EL, Januar 2019 Rn. 322;

Sachs in: HbStR Be. VIII, 3. Aufl. 2010, §

183 Rn. 38f.; Starck in: v. Mangoldt/Klein/

Starck GG, Art. 3 Abs. 141, 188; Heun in:

Dreier GG, Art. 3 Rn. 31, 59, 81f.

[36] BVerfG v. 17.12.1953 – 1 BvR 323/51, NJW

1954, 27 Ansprüche verdrängter Angestellter

des öffentlichen Dienstes; BVerfG

v. 17.05.1961 – 1 BvR 561,579/60, 114/61,

NJW 1961, 1107 Volkswagenwerk – Privatisierungsgesetz;

BVerfG v. 21.06.2006 – 2

BvL 2/99, BVerfGE 116, 164, 180 Tarifbegrenzung

gewerblicher Einkünfte; BVerfG

v. 17.04.2008 – 2 BvL 4/05, BVerfGE 121,

108, 119 Wählervereinigung (Erbschaftund

Schenkungssteuerrecht); BVerfG v.

24.09.2014 – 1 BvR 3017/11 - BVerfGE

121, 317, 370 Rauchverbot in Gaststätten;

BVerfG v. 21.07.2010 – 1 BvR 611/07,

BVerfGE 126, 400, 416 Lebenspartnerschaft;

BVerfG v. 21.07.2011 – 1 BvR

2035/07, BVerfGE 129, 49, 68f. Mediziner-

Bafög; BVerfG v. 17.12.2014 – 1 BvL

21/12, BVerfG DStR 2015, 31 Rn. 121 Verschonung

des Betriebsvermögens im Erbschaftssteuerrecht.

[37] P. Kirchhof in: Maunz/Dürig a.a.O., Rn.

350.

[38] Christopher Schrader, Die Ökobilanz der

E-Mobilität, Spektrum der Wissenschaft

5/18, S. 12, 14.

[39] Schrader a.a.O, S. 14.

[40] Schrader a.a.O., S. 15 unter Hinweis auf

das Bundesumweltamt 2016.

[41] Vertiefend und weiterführend Schrader

a.a.O., ab S. 15.

[42] S. 13.

[43] Bundesgesetz über die Verminderung von

Treibhausgasemissionen BBl 2017 – 1442,

1, 6.

[44] Der Spiegel Nr. 25 v. 15.06.2019, s. 60.

[45] Zu dessen Berechnung Schwintowski, BM-

Wi-Grünbuch Energieeffizienz und Impulspapier

Strom 2030, EWeRK 2016, 365, 367.

[46] Sauer/Todorovic, Die Förderfähigkeit von

EE-Strom nach gemeinsamer Zwischenspeicherung

mit konventionell erzeugtem

Strom EWeRK 2016, 306; entgegengesetzt:

Sauer/Todorovic, Die Förderfähigkeit

von EE-Strom nach gemeinsamer Zwischenspeicherung

mit konventionell erzeugtem

Strom EWeRK 2016, 306ff; die

Clearingstelle argumentiert entgegengesetzt:

Empfehlung 2016/2 v. 23.01.2017;

unterstützt von der BNetzA, Hinweis „EE-

Stromspeicher: Regulierungspflichten,

Amnestie, Förderung und Abgrenzung“

vom 12.03.2019.

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39


Pumped hydro storage as enabler of energy transition VGB PowerTech 11 l 2019

Pumped hydro storage as enabler of

energy transition

Peter Bauhofer and Michael Zoglauer

Kurzfassung

Pumpspeicherkraftwerke als Baustein der

Energiewende

Die strategischen Ziele des Europäischen Klimaund

Energiepakets (CEP) werden in den kommenden

30 Jahren zu einer erheblichen Dekarbonisierung

des Energiesystems führen. Strom

wird sich zur dominierenden Energiequelle entwickeln.

Insgesamt werden die hoch intermittierenden

Quellen Windkraft und Photovoltaik

die Erzeugung aus Kohle- und Kernkraftwerken

in erheblichem Umfang ersetzen, während

Gaserzeugungskapazitäten und KWK (fossil

und Biomasse) als wesentliche Ergänzung bestehen

bleiben. Der Wandel erfolgt auf allen

Stufen der Wertschöpfungskette, gleichzeitig,

mit hoher Geschwindigkeit und mit zunehmend

fehlkender Systematik.

Die ehrgeizigen Ziele werden zu einer enormen

Dynamik des österreichischen Stromversorgungssystems

und einer Erhöhung des Flexibilitätsbedarfs

in allen Zeiträumen führen.

Die vorliegende Analyse beantwortet folgende

Fragen:

– Wie entwickeln sich die österreichischen Residuallastparameter

unter sehr hohen Anteilen

an intermittierender erneuerbaren Anteilen?

– Können dezentrale Speicher zur Systemstabilität

beitragen?

– Wie profitiert das System von der Wasserkraft?

l

Authors

Dr. Peter Bauhofer

Head of Energy Strategy and Efficiency

Michael Zoglauer

TIWAG-Tiroler Wasserkraft AG

Energy Strategy and Efficiency

Innsbruck, Austria

The strategic targets of the European Climate

and Energy Package (CEP) will cause

a substantial decarbonisation of the energy

system within the coming 30 years.

Electricity is about to become the dominating

energy source. In an overall context,

the highly intermittent sources wind power

and photovoltaics will substitute generation

from coal and nuclear power plants

to a significant extent, while gas generation

capacities and CHP (fossil and biomass)

remain an essential complement.

The modification takes place at all stages

of the value chain, at the same time, at

high speed and in an increasingly uncoordinated

manner.

The improvement of electricity infrastructure

and system relevant stabilising elements

cannot keep up with the rest of transition.

The amount of reserves stepwise

overrules the given physical reality. As long

as calculable thermal units have dominated

generation within the EU, system adequacy

was calculated by deterministic

methodologies. Calculation was reliable.

However, the high proportion of feature

dependent power generation (e.g. wind

power, PV, …) together with a n increasingly

dynamised load made stochastic

methodologies necessary (ENTSO-E

2015). The determination of security of

supply therefore can no longer be done at

the desired level of precision. Additionally,

massive corrections and adjustments of energy

policy targets of key players (e. g. German

coal phase out, …) without any known

fall back strategies are overruling previous

planning assumptions fundamentally. In

Central Europe, during the first two quarters

of 2019 there were at least four critical

system situations observed. Finally, national

energy regulators repeatedly give black

out warnings.

Energy transition is about to develop as a

large scale experiment with an uncertain

outcome.

This mix of increasing uncertainties more

than ever demands for reliable flexibility

solutions. To reduce imported flexibility

risk, Art. 22 lit. d) of Reg. (EU) 2018/1999

requires, that every country has to increase

the flexibility of the national system in particular

by means of deploying domestic energy

sources, demand response and energy

storage, while critics of power plant projects

claim for flexibility procurement

mainly based on cross-border-exchange.

From the beginning, Austria has decided

upon generation preferably from renewables.

Hydropower is the backbone. Today,

with a RESE share of appr. 72 %, Austria is

top ranking within the EU28. Supporting

EU’s CEP targets, in 2018 Austria decided

to have an electricity system in 2030 based

on 100 % renewable electricity (balanced

p. a.) meaning, that within the coming 10

years appr. 30 TWh of additional RESE has

to be installed (#mission 2030). While biomass

is lacking potential, hydropower

(plus 6 to 8 TWh), wind power (plus 10 to

12 TWh) and PV (plus 10 to 12 TWh) are

expected to match the game. In a longer

run, Austria’s full hydropower potential of

in total 11 TWh is ready for use (Pöyry

2017). This ambitious target will result in

an enormous dynamisation of the Austrian

system and an increase of flexibility demand

in all time frames.

The given analysis responds to the following

questions:

––

How do Austria’s residual load parameters

develop under extreme shares of intermittent

RESE?

––

Can decentralised storage contribute to

system stability?

––

How does the system benefit from hydropower?

Key findings

For the given Austrian energy strategy targets,

already from 2025 on disproportionate

growth for all residual load parameters

is expected. Negative residual load will

increase more than the positive. Peaks

(PRLmax) come up to at least -6 GW

and gradients (∆PRL) of more than 3 GW/h

with frequent changes of sign (+/-) are expected

(Ta b l e 1 ). Large daily lifts of

the residual load of more than 9 GW are

likely. From 2030 on, the seasonal energy

flexibility need of at least appr. 7 TWh in

addition to existing storage capacities is

evident.

Choosing the proper generation portfolio,

to a certain extent run of river plants damp

intermittency effects of PV and wind power

on the residual load. However, the greatest

40


VGB PowerTech 11 l 2019

Pumped hydro storage as enabler of energy transition

Tab. 1. Changes of residual load characteristics caused by the nation energy strategy

#mission2030.

#mission2030 2020 2025 2030 2040 2050

ERLpos [TWh] 28,6 23,7 20,4 23,4 28,2

ERLneg [TWh] -1,1 -3,2 -6,8 -10,5 -12,4

of which seasonal shift [TWh] -1 -3 -6 -9 -10

PRLmax [GW60] 10,3 10,6 11,0 12,9 15,4

PRLmin [GW60] -4,4 -6,1 -9,6 -14,3 -17,7

Jahresmax(PRLmax(d) - PRLmin(d)) [GW/d] 7,9 9,5 11,2 15,9 20,2

ΔPRLmax pos [GW/Std] 2,4 2,8 3,1 4,1 5,3

ΔPRLmax neg [GW/Std] -2,4 -3,3 -4,1 -4,9 -6,5

effect for increased flexibility in all time

frames includ -ing seasonal flexibility is

given by hydro storage and pumped hydro

storage power plants. Additionally, they reduce

the costly dynamic electricity generation

and CO 2 -emissions of thermal plants,

avoid the power reduction at wind- and PVgeneration

sites and improve big scale

RESE integration to the system. This also

applies cross-border. Last but not least,

from the Austrian point of view, net imports

and thus dependence on fossil and

non-fossil energy imports can be reduced

(TUW 2017).

In order to guarantee policy success, in the

sense of a sustainable Austrian long-term

strategy it is suggested to consider and accept

the role for the new construction and/

or the extension of domestic hydropower

and in particular the alpine (pumped) hydro

storage using the available potential.

Appropriate operational framework (in

particular for the surge/sunk question)

should be provided for the optimised development

of the flexibility effect of hydropower.

System stability, security of supply

as well as the large-scale integration of

wind power and PV in Austria can thus be

guaranteed also in future.

The enormous challenges are imminent.

The speedy handling of permit proceedings

is necessary.

The use of additional options (gas CHP and

CHP, biomass plants, P2X, decentralised

solutions such as battery storage and DSM,

cross-border exchange, ...) will contribute

to success. Decentralised solutions like batteries,

DSM, P2H, etc. … are expected to be

preferably used by optimised, customer

driven energy management solutions for

buildings and/or industries as well as

for distribution grids and will have a minor

support for system needs. Moreover it

may be assumed, that decentralised solutions

– caused by these customer driven

optimization – may also have negative system

effects (peaks caused by price signals,

etc. …).

A polarising discussion on the choice of solutions

is not expedient. At the same time,

the import of security of supply should be

kept at a reasonable level. This is especially

true for periods with lacking wind and sun

(“Dunkelflaute”).

Stability and security of supply

The energy transition of the coming years

is characterised by the following scare

goods: acceptance, affordability as well as

availability of energy for the individual and

the economy at any time. The premise of

the availability of basic services at any

time, especially electricity, as a basis for a

prosperous European economy directly influences

public acceptance. So far, the energy

transition has preferably succeeded in

the electricity system. This success has

mainly been enabled by reserves of grids,

thermal power plants and their flexibility

as well as hydropower storage and pumped

storage. The reserves of available capacities

are used up or are rapidly fading in particular

by the thermal phase-out in key regions.

A cardiological remote diagnosis for the future

European system may find moderate

to strong arrhythmias (grid frequency) or

even standstills (blackout), if it is not possible

– apart from the grid expansion – to

replace timely fossile facilities that have

provided ancillary services and other flexibility

measures to a large extent up to now.

Hydro power plants with storage and/or

pumped storage functions have fulfilled

these tasks emission free, cost-effective,

reliable and, above all, predictable for decades,

thus contributing today and even

more in future as a substantial enabler for

the system-wide large scale integration of

intermittent RESE-generation – essentially

wind power and photovoltaics.

Residual load analysis

Compared to other grid-based energy systems

(gas, oil, district heating), the electrical

power system is extremely sensitive.

The balance between load and generation

at any time is the necessary prerequisite for

maintaining system stability and thus security

of supply. Frequency and voltage are

the central parameters for grid stability.

Therefore, the mechanisms for maintaining

system stability must already start in

the seconds range and in the special case of

the instantaneous reserve (inertia) even

subtransient.

The mere focus on a balanced annual or at

most seasonal energy balance by no means

meets these requirements. The ability of a

system to respond to changes in generation

and / or load is called system flexibility

(ENTSO-E 2015). Compared to a decentralised

or a distribution grid situation, at the

system level, this is essentially given by a

performance-oriented short-term flexibility

(time range up to one hour). To keep up

security of supply, it is also necessary to ensure

a balanced energy supply. Even more

in future, long-term flexibilisation based on

energy storage is of key importance. In Austria,

it is targeted for 2030 to cover the electricity

supply by 100 % from renewable

sources (RESE). Additional generation by

the highly intermittend and seasonally

available wind power and PV sources (approx.

12 TWh each by 2030), supplemented

by the seasonal fluctuating run of river

power (approx. 6 to 8 TWh out of a total of

11 TWh potential) will be the backbone.

Controllable RESE, such as biomass, have a

complementary effect but have only minimal

growth potential. Gas-based CHP

plants will continue to play an important

role, not at least to cover the heat demand

of large cities as well as industrial needs.

Likewise, the trade-based cross border exchange

of renewable energy, which, however,

can only be limitedly available for

wind power and PV generation due to the

simultaneous given wide area meteorological

effects. The residual load (PRL) is determined

at system level in an hourly resolution

as the power difference of the concurrent

load of the public grid (LastÖN(t))

and the variable feed-in to the public grid

RESEvol(t):

Residual load is, without further action,

the random result of the multicausal relationship

between the simultaneous occurrence

of (intermittent) generation and

load. It is an indicator for the effort given to

maintain the balance respectively how

much power has to be withdrawn from the

system or fed into the system at any time.

In the course of an year, PRL(t) can mean

positive (the volatile generation is not able

to cover the load at the same time, power

or energy deficit) as well as negative values

(temporary power or energy surplus). Intermittent

generation and load only have

limited predictable values or correlations

in all timeframes.

The use and characteristic of flexibility

tools are determined by the steady state

characteristics but also significantly by the

dynamic characteristics of the residual

load, such as its gradient ∆PRL. Compensation

must be given by proper flexibility solutions

like hydro storage and pumped hydro

storage systems, thermal generation,

P2X applications, and to a certain extent

also by decentralised solutions, such as

DSM, battery storage, etc..

Within the framework of the Integrated Climate

and Energy Strategy (#mission2030),

41


Pumped hydro storage as enabler of energy transition VGB PowerTech 11 l 2019

Austria aims to cover 100 % it’s electricity

demand by renewables (RESE) in 2030,

while industrial self-consumption, reserve

balancing and balance energy should be

covered also by thermal generation in future.

From 2025 on, the projected high increase

of intermittent capacity (wind: +

approx. 4.5 GW, PV: + approx. 10.5 GW)

will cause an enormous stress level for Austria’s

power system in the May to September

period, that in relation may even exceed

the respective figures of Germany. In

particular, the summer surplus (seasonal

flexibility) must be highly efficient shifted

to winter time.

In the following, the effects of 100 % RESE

with a high share of intermittent RESE

are estimated for Austria’s residual load 1) .

In order to minimise the need for flexibility

a priori, a coordinated architecture of the

generation mix of PV and wind together

with run of river shall be pursued. The correlation

of PV generation characteristic is

slightly negative (-0.12) compared to wind.

The annual simultaneity factor

1

The objective estimate serves to detect trends

and the magnitudes of the relevant parameters.

To illustrate the bandwidth, the analysis

has to be rounded off on the basis of several

weather years and scenarios for generation

mix and load profile. According to the IKES

convention, the gross electricity consumption

is reduced by the industrial self-consumption

and the control reserve call.

The Austrian hydropower expansion potential

amounts to a total of 11 TWh (Pöyry 2018).

All data - unless otherwise stated - apply to unaffected

generation or load.

of the simultaneous infeed maximums related

to the sum of installed capacities is

approx. 50 %. This temporarily causes

moderate compensation effects. Starting at

average load conditions, PV infeed significantly

decreases and is negligible at times

of peak load. This effect will also have to be

mitigated by proper central and decentral

flexibility measures. Under the given assumptions,

the characteristics of the Austrian

electricity system will change fundamentally

within the coming 10 years (see

F i g u r e 10 ). In 2016, a seasonal characteristic

is apparent for the total of generation

from run-of-river power, wind and

PV 2) , as well as for load, even if recognised

in opposite directions. Generation tips are

already characteristic today, but they exceed

load only in a few hours. Today, a seasonal

energy shift is not required by this

reason. The infeed tips essentially are determined

by wind power. Residual load is

overall positive, while already partially

with high positive and negative gradients.

The gradient of the simultaneous infeed of

wind and PV related to the simultaneous

load (how much does the intermittent infeed

change per hour related to load at the

same time?) is moderate.

In 2030 however, the seasonal characteristics

of both, the total of infeed and the load

of the public grid, will be increased (F i g -

u r e s 5 t o 7 ). While peak loads (load

dynamics together with a general increase

of annual consumption) increase significantly,

the summer load of the public grid

increases only moderately, because prosumers

are assumed to have an increased

self consumption at these times. However,

the infeed peaks increase substantially

throughout the year and are characterised

by a high infeed of wind power and PV in

their extremes. Overall, the picture is characterised

by a pronounced roughness. Frequently

the infeed significantly exceeds the

simultaneous load.

There is also a significant need for a seasonal

energy shift (seasonal flexibility).

The gradient of the simultaneous PV and

wind infeed related to the simultaneous

load achieves high values throughout the

year. The distinctive morning and evening

ramps of the residual load are supplemented

during the late morning and early afternoon

hours with partly steep ramps. Sign

changes of the residual load gradients are

frequently given.

In the following the results for the most important

parameters are summarised for the

years of reference until 2050. Unless otherwise

stated, the illustrations correspond to

a coordinated development of run of river,

wind and PV and with equal generation

shares extrapolated for the reference years

2040 and 2050 (solid lines). In order to test

the limits, hypothetical scenarios based on

wind only or PV only or the combination of

both are shown as dashed lines.

One of the usual benchmarks for residual

load is the RES Load Penetration Index

RLPI

as the annual maximum of the ratio of simultaneous

total infeed from wind and PV

related to the simultaneous load of the

public grid (ENTSO-E 2015). This index

provides information about the maximum

hourly coverage of the load using wind and

PV within one year. Already in 2025, for

Austria this index is expected at least 130 %

with a rapid increase and reaching levels of

up to 260 % by 2050 (F i g u r e 1 ).

The phenomenon of a high infeed gradient

– load ratio is evident throughout the year.

In addition to the residual load gradient, it

is an indicator of how quickly the flexibility

solutions have to control their infeed or

outfeed in order to be able to balance the

system at any time. In both energy directions,

values of more than 20 % and, in

some cases, up to 40 % are expected by

2030 (F i g u r e 2 ).

Under the given assumptions, the characteristics

of the positive as well as the negative

residual load increase disproportionate,

while the increase of the negative residual

load for both, the energy and the

peak power, is much stronger. The cumulative

energy content of all hours with a negative

residual load may increase from

2

PV infeed to the public grid (PVÖN) by PV directly

coupled (PVnonHH(t)) and surplus infeed

by prosumers (PVHHÜE(t)).

in %

300

250

200

150

178 %

258 %

100

71 %

50

0 %

45 % 53 % 60 %

0

35 %

6 % 16 %

1980 2000 2020 2040 2060

RLPI

DPRL

in %

60

40

20

0

-20

-40

-60

∆P60 wind+PV (t)/LastÖN60(t)

8760 H

Fig. 1. RES-Load-Penetration Index RLPI and Infeed ratio.

Fig. 2. Already in 2030, the hourly gradient of the simultaneous wind

and PV infeed can exceed 40 % of the net load in both energy

directions for several times.

42


VGB PowerTech 11 l 2019

Pumped hydro storage as enabler of energy transition

20

60

10

50

PRLO in GW

0

-10

-20

-30

PRLOmax

PRLOmin

Standardabweiung

PRLO

nur PV

nur Wind

Häufigkeit

40

30

20

10

Mi#l1

2016

Mi#l1

2030

Mi#l1

2050

nur Wind+PV

-40

0

-25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Fig. 3. Residual load peaks (GW60) together with standard deviation

1990 to 2050.

Fig. 4. PRL-Frequency distribution (GW60) for the reference years

2016, 2030 and 2050.

currently approx. -0.4 TWh/a to at least

-3 TWh/a by 2025 and to approx.

-6.8 TWh/a by 2030. By 2050, -12 TWh/a

are foreseeable.

The negative peak PRLmin will double

from -3 GW60 today to -6 GW60 by 2025

and reach to -9 GW60 in 2030. Values

around -17 GW60 are expected by 2050

(F i g u r e 3 ). Power peaks of the negative

residual load can occur from May to

September. From medium classes of its

frequency on an increase is expected (F i g -

u r e 4 ). If, from 2016 on, additional generationmwould

only be done by wind or

PV or a combination of both, the residual

load peaks will increase even more in

both directions (F i g u r e 3 , dashed lines).

While for Austrian generation characteristics

the combination of wind and PV

may have moderate damping effects, the coordinated

combination with run of river improves

this damping effect significantly.

Essentially negative (energy surplus),

strongly intermittent residual load with

distinctive gradients and frequent sign

changes.

The energy content of residual load and

thus the storage requirements for (seasonal)

flexibility solutions and to a moderate

extent cross border flexibility exchange,

will increase stronger than capacity requirement

in a further perspective. The energy

content of all hours with positive residual

load (generation gap from intermittent

sources) is appr. 20 TWh in 2030 and

appr. 30 TWh by 2050. About 10 GW60

peak remains roughly unchanged until

2030 and will increase to appr. 15 GW60 by

2050 (F i g u r e 4 ). The block duration of

the negative residual load with maximum

energy content increases from appr. 16 h

(-0.02 TWh) to 117 h (-0.6 TWh) in 2030.

It’s counterpart for the positive residual

load reduces from appr. 2.460 h (12 TWh)

to 430 h (3 TWh) in 2030. The number of

blocks with positive or negative residual

load increases in each case from approx.

110 events/a in 2016 to approx. 340

events/a in 2030.

P in MW60

20.000

15.000

10.000

5.000

0

Lastspitzen > 13 GW

A similar picture emerges for the hourly

gradients of the residual load ∆PRL (see

F i g u r e 8 and 9 ). The smoothing effect of

the run of river on the residual load gradient

is even more evident than for the residual

load peaks. In both directions, there is a

disproportionate increase of the maximum

values from approx. +/- 2 GW/h today to

approx. +/- 4 GW/h in 2030 or +/- 6 GW/h

in 2050. The frequency of small gradients

will decrease in the future, while it will increase

for higher ranges in both directions.

Volatile Erzeugung und Netzlast

2030 RESEvol total60 [MW60] LastÖN [MW60]

8760h

Einspeisespitzen RESEvol > 15 GW

Fig. 5. Estimation of the load of the public grid (LastÖN) and generation from RESEvol

(wind + PV + running water). In the summer months there is a pronounced overlap, in

the winter months a shortage of the load. Time series 2016 scales for 2030.

MW60

15.000

10.000

5.000

0

-5.000

10.000

Residuallastanalyse für Juni - Woche

ohne HH Batteriespeicher

Einspeisespitze PRESEvol ca. 14 GW

Hoher positiver bzw. negativer Einspeidegradient ∆PRESvol,

stark fluktuierend

Ausgeprägt negative Residuallast mit starken

positiven und negativen Rampen.

So 26. Juni, 00:00, bis Sa 02. Jul., 24:00

Fig. 6. Random sample for a June week in 2030. Largely constant infeed from run of river

combined with more or less strong daily infeed from wind power an PV with partially

high infeed peaks, high intermittence and ramps in both directions.

2030

The evolution of residual load peak power

and gradients significantly increase the

need for highly flexible short-term flexibility

solutions. 2016 – as typical for the current

generation mix – faced only minimal

energy surpluses in the summer (F i g -

u r e 10 ). The planned Austrian generation

mix will cause an estimated seasonal

flexibility need of approx. 2.8 TWh already

in 2025 (11 % of intermittent summer generation)

and at least 7 TWh in 2030 (appr.

18 % of the intermittent summer

43


Pumped hydro storage as enabler of energy transition VGB PowerTech 11 l 2019

MW60

15.000

10.000

5.000

0

-5.000

10.000

Residuallastanalyse für Dezember - Woche

ohne HH-Batteriespeicher

So 11. Dezember, 00:00, bis Sa 17. Dezember, 24:00

Fig. 7. Random sample for a December week in 2030. Consistently strong wind infeed at the

beginning of the week, temporarily supported by moderate PV infeed. High load with

distinctive morning and evening peaks. Moderate to strongly intermittent infeed gradient.

Strongly intermittent, essentially positive residual load (energy deficit) with high ramps

in both directions.

2030

Correlations in the Alpine Region

In Europe, as well as in the alpine regions,

renewables development will be determined

by wind power, PV and hydro.

In the summer months, the daily generation

characteristics will be dominated by

PV, underpinned by the temporary purchase

of wind (F i g u r e 11 ), whereas in

the winter months wind characteristics are

decisive. Load, intermittent generation and

residual load of Austria is highly correlated

with those of other countries of the alpine

region (F i g u r e 1 2 ). That means, that

an area wide generation deficit (positive

residual load) or a generation surplus

(negative residual load) probably may occur

at the same time. This fact is a basic

precondition for the definition of a national

flexibility strategy and the assess-

10

8

6

4

2

0

-2

-4

-6

-8

-10

-12

-14

-16

DPRLOmax aufwärts

DPRLOmax abwärts

Standardabweiung DPRLO

nur PV+Wind

nur PV

nur Wind

500

400

300

200

100

0

-6 -4 -2 0 2 4 6

Leistungsklassen in GW60, 50 MW-Schritte

MI#Im 2016

MI#Im 2030

MI#Im 2050

Fig. 8. Hourly residual load gradient ∆PRL60 together with standard

deviation, 1990 to 2050.

Fig. 9. Frequency distribution of the hourly residual load gradient

∆PRL60 for reference years 2016, 2030, 2050.

ERLOpos ERLOneg ERLOpos ERLOneg ERLOpos ERLOneg

GWh

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

-1.000

-2.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

-1.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

-1.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

GWh

GWh

-2.000

-2.000

Fig. 10. Monthly accumulated energy content of the positive or negative residual load for 2016, 2025 and 2030.

generation). Compared to other countries,

for Austria the issue of seasonal flexibility

is of major concern from the mid-2020s on.

Hand in hand with the increase of residual

load peaks, the annual maximum of daily

residual load power increments:

MW

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

experiences disproportionate growth as

well, reaching at least 9 GW in 2025 and

increasing to at least 20 GW by 2050.

Forced PV and/or wind power expansion

cause considerable an increase of these values.

The dynamic sampling of the power

system due to the emerging wind and PV

generation shares has already caused to a

0

Fig. 11. Cumulative infeed from RESEvol and load in the alpine region (AT, CH, DE, FR, IT, Slo),

sample Jun - Jul, 2030.

significantly increased interplay of (pump)

storage use in the past. This increase will

continue in future.

ment of security of supply, if cross-border

flexibility assistance should be taken into

account.

44


VGB PowerTech 11 l 2019

Pumped hydro storage as enabler of energy transition

Resevol p.a. LastÖN p.a. Residuallast p.a.

250.000

300.000

250.000

RESEvol in MW15

200.000

150.000

100.000

50.000

LastÖN in MW15

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

PRLO in MW15

200.000

150.000

100.000

50.000

0

-50.000

0

0

-100.000

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 0 5.000 10.000 15.000 20.000 -15.000 -10.000 -5.000 0 5.000 10.000 15.000

RESEvol AT in MW15 LastÖN AT in MW15 PRLO AT in MW15

Fig. 12. For 2030 in the Alpine region (AT, CH, DE, FR, IT, Slo) there is a significant correlation of RESE generation (Pearson Coeff. = 0.60),

load (Pearson Coeff. = 0.96) and residual load (Pearson Koeff. = 0.67) expected. Data without thermal must-run.

A special phenomenon of concern is a period

lacking generation from PV and wind

(“Dunkelflaute”) due to wide area meteorological

situations. This phenomenon usually

occurs in the winter months and has

already been observed during the past

years by statistics and price signals.

Meanwhile, several publications have analyzed

this phenomenon, although it has

remained unclear how to define “Dunkelflaute”

(minimum intermittence of feed-in,

etc.) in a standardised manner. A recent

analysis by the TU Dresden (TUD 2019)

concludes, that this phenomenon occurs in

the medium time range up to 14 days in a

significant frequency and is to be mastered

especially with hydro storage, when thermal

units are expected to be dropped off in

future to a significant extent. Further in

depth correlation studies for the alpine region

remain necessary.

Flexibility options

The overall goal of the energy and climate

strategy is the decarbonisation of the energy

system in general and of the electricity

power system in particular. As a benchmark

for success, the RESE generation is

related to the gross electricity consumption.

The efficiency-first principle (energy

and costs) is, additionally to high availability

and predictability, the essential precondition

for achieving the targets. As long as

the RESE share does not exceed 100 %,

there will be no electricity surplus in the

annual balance. Thus, temporary coverages

(negative residual load) from (intermittent)

renewable generation must be compensated

at the lowest possible costs and

be returned to the power system later on.

The overall roundtrip efficiency factor of

the flexibility process (electricity – electricity)

has to be minimised.

According to the architecture of the further

renewable generation portfolio in addition

to existing electricity hydro power storage

capacity Austria needs a flexibility solution

with an additional fictitious storage capacity

in the amount of F i g u r e 1 3 . To avoid

dumped energy, this solution has to cover

residual load peaks as given by F i g u r e 3

and gradients according to F i g u r e 8 . If

further RESE development is preferably

based on wind and / or PV, this can cause a

doubling of the fictitious storage requirement.

Thus, a coordinated mix of suitable

RESE technologies together with a moderate

cross-border-flexibility exchange to

cover short-, middle- and long-term needs

should be chosen. For the overall strategic

conception of the future Austrian flexibility

system the following cornerstones are necessary:

––

non-discriminatory, market-oriented use

of flexibility assets with full freedom of

action with regard to their market use or

application alternatives,

––

consideration of development of energy

policies in neighboring countries, preferably

Germany (coal drop off) and availability

of grid transfer capacity as well as

flexibility capacity for Austrian needs,

––

technical characteristics of flexibility assets

including operational readiness, system

compatibility and climate relevance,

––

technical and operational availability

and calculability for planning,

––

planning period for the system concept

versus technical lifetime of the options

(capitalised production costs of the services

as a basis for an objective comparison

of options), level playing field for

options,

––

energy and cost efficiency.

Regarding these preconditions, the mere

addition of statistically listed flexibility capacities

of all categories is not useful. The

assessment of national flexibility needs, including

a moderate cross border exchange,

will require a careful monitoring in the future.

Wind and PV will continue to have

similar characteristics system wide – in particular

in the case of “Dunkelflaute”. While

Germany’s further change to a net electric-

18

16

14

100

80

20

15

10

Ecap in TWh

12

10

8

6

4

60

40

20

Ecap/ERESEvol in %

Lauf-Wind+PV

nur PV

nur Wind

nur Wind+PV

PRLO in GW

5

0

-5

-10

-15

PRLOmax

PRLOmin

Standardabweichung

PRLO

2

0

0

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055

-20

-25

Fig. 13. Fictitious minimum storage capacity requirements for the AT-flex

pool depending on RESE scenarios. Existing storage capacities

are to be added.

Fig. 14. Extrema of the residual load.

45


Pumped hydro storage as enabler of energy transition VGB PowerTech 11 l 2019

Pumpspeicherkraftwerke in den Alpen

Red.: AGAW, TIWAG 2018

log Epot in GWh

1.000,0

100,0

10,0

1,0

1month full load

1 week full load

1 day full load

1 hour full load

2.410

2.400

2.390

2.380

2.370

2.360

2.350

2.340

0,1

0 500 1.000 1.500 2.000

Turbinenleistung in MW

2.330

1.Jun

1.Jul 31.Jul 30.Aug 29.Sep 29.Okt 28.Nov 28.Dez 27.Jan 26.Feb 28.Mär 27.Apr 27.Mai

Jun Dec Mai

Fig. 15. Alpine (pump) storage is a multi-utility toolbox for the system requirements of the 21st century and differs from typical central European

pumped storage solutions with medium drop height and small basins that are usually used for short term flexibility. Additionally, alpine

storage solutions store energy from natural inflow from June to October, provide flex-products and ancillary services at all time scales

characterised by maximum availability and flexibility (TIWAG 2018).

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

1.160

PRL SRL+ SRL- MRL+ MRL-

MWel

13.443

Hydropower Wind+Biomass Fossil+Nuclear Battery+DSM others

Source:https://www.regelleistung.net, 2018

Fig. 16. Prequalified reserve capacities (GW) for Germany by generation type (left). Also in the long run, pumped storage technology remains the

leading flexibility option for the Pan-European Energy System (ENTSO-E, TYNDP 2018, Project Fact Sheet).

ity importer was already fixed by the given

national plan from 2030 onwards, today

the extent, timing and type of replacement

for decommissioned coal-fired power

plants expands this import dependency on

electricity. It’s dimension is unknown. Also

in future, France and Belgium will be confronted

with a high degree of planned non

availability of nuclear generation caused by

maintenance, even while cold periods. The

generation-side assessment of security of

supply (system adequacy) has so far been

carried out deterministically on the basis of

predictable assets, mainly thermal power

stations and (pumped) hydro storage facilities.

With the significant intermittent renewable

share there is a lack of calculable

dimension. Meanwhile, it has been necessary

to switch to probability-based methodologies

(ENTSO-E SOAF). The upcoming

challenges of residual load development

will require to use all options of flexibility to

safeguard system stability.

A polarising debate in favor of a particular

technology therefore is not a priori expedient.

A given level playing field is a key factor

for further success.

Hydropower storage and pumped hydro

storage

Today, hydropower plants represent 96 %

of world’s operational electricity storage

capacity. Also for Austria, the expansion of

existing assets as well as new constructions

are mandatory to maintain system stability

and security of supply. Scale effects also

apply here. Large, compact solutions provide

energy- and cost-efficiency.

In a longer run, power to gas may be expected

to act as a complementary solution.

Presumed, that this technology proceeds

commercially for large-scale use and its efficiency

will be improved significantly.

Compared to typical storage facilities in

low mountain ranges, alpine (pumped) hydro

storage power plants with their enormous

storage volumes combined with

large drop heights and huge machine capacities

together with the use of natural

inflow provides all flexibility needs of the

21st century. New plant concepts also focus

on seasonal storage requirements (F i g u r e

1 5 left). The use of natural inflow is an integral

part of the plant design expands

the range of flexibility applications (F i g -

u r e 1 5 , right). This combination is a

unique feature of alpine hydropower. During

the period from June to October, melting

snow and rainfall fill the reservoirs and

thus ensure seasonal flexibility (F i g u r e

1 5 right, envelope curve).

This seasonal storage of primary energy is

unique. In this case, the potential energy of

water is stored, not electricity. Therefore,

this form of seasonal storage is lossless. At

the same time, the need for short-term

flexibility in both energy directions is met.

The generation of renewable energy from

the use of natural inflow is a by-product

and inherent in the concept. The use of the

natural inflow has always been common

for pump storage concepts in the alps and

may accounts for a significant share of

green electricity production up to 8 % of a

country’s annual RESE generation.

3

The term storage facilities in this context refers

to other storage technologies, such as battery

or compressed air storage, etc.

46


VGB PowerTech 11 l 2019

Pumped hydro storage as enabler of energy transition

VGB-Standard

Even in thermally dominated systems, such

as Germany, hydropower storage and

pumped storage safeguard a sizeable share

of system reserves, where installations of

the Alps are essential (F i g u r e 16 ). Efforts

to strengthen Europe’s energy infrastructure

therefore not only include the

expansion of transmission capacities, but

also the integration of (pump) storage capacities

in the Alps and their expansion

(ENTSO-E (2017, 2018)). In terms of the

Pan-European energy strategy, the crossborder

relevance of such installations

based on the Energy Infrastructure Regulation

(EU) 347/2013 has an European dimension.

Highly qualified, large (pumped)

storage facilities3 also can achieve the status

of Projects of Common Interest (PCI).

According to the current planning, more

than 13 GW of additional pumped storage

capacity is planned for the maintenance of

overall system stability, security of supply

and large scale renewable energy integration.

Austrian projects share not less than

13 %. Thus, also in a long run pumped storage

technology will be the backbone for

system wide stability and security of supply

(Figure 16).

Additionally, the rotating mass (inertia) of

directly grid connected machine sets of

large hydropower units will play an increasingly

important role for the transient

stability, when thermal plants are successively

dropped off, an wind power and PV

are indirectly connected to the distribution

grid by power electronics. The integration

of the so-called “synchronous inertia”,

in particular of large hydropower at the

system level, will play an even more important

role for grid stabilization in by instantaneous

reserve. Solutions with the help

of power electronics for wind power, PV

and decentralised battery storage systems

(synthetic inertia) can be considered

only a partially effective replacement

for the rapid instantaneous reserve

of thermal systems because it’s delays by

control procedures are relevant (dena

2015).

There is lacking public awareness on the

role of alpine hydro storage and pumped

storage power plants at all scales to avoid

or overcome system instability resulting

from anomalies of load and/or generation.

Over the past 20 years, repeatedly there

have been critical events that caused or

were close to widespread major disruptions.

The most well-known was the one

from 2006 and most recently the one at the

turn of the year 2018/2019. As a rule,

where possible and being part of a well organised

grid restoration concept,

(pumped) hydro storage assets (black start

and islanding operation capability) are a

fixed solution to restore grids to islanding

grids after black outs, keep the operation

of islanded grids stable and finally help to

reconnect islanded grids to a system. In

such events, they significantly contribute

to minimise or even avoid enormous economic

damage.

Therefore it has to be recommended that

both, repowering and new construction of

hydropower assets and in particular all

sorts of hydropower storages are given the

appropriate role in the upcoming years of

energy transition. Moreover, regulatory

conditions shall safeguard its full operational

functionality and thus its full system

benefit.

References

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Stromsektor: Stand der Dinge 2018.

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3. dena (2015), Ergebnispapier. Der Beitrag

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und zur Versorgungssicherheit – die

wachsende Bedeutung von Pumpspeicherwerken

in der Energiewende.

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5. ENTSO-E (2017), Regional Investment Plan

2017, Continental Central South, CCS.

6. ENTSO-E (2018), Completing the Map

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7. EURELECTRIC, VGB (2018), Facts of Hydropower

in the EU.

8. TUW (2017). Lettner G., Burgholzer B.,

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zukünftigen Energiemärkten. TU Wien-

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10. stoRE (2013), The Role of Bulk Energy Storage

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11. SuREmMa (2017), Technischer Bericht C.

Die Rolle der Speicherwasserkraft im österreichischen

und europäischen Stromversorgungssystem.

12. TUD (2019), Dauer und Häufigkeit von

Dunkelflauten in Deutschland.

13. Energiewirtschaftliche Tagesfragen 69. Jg.

(2019) H. 1 / 2.

14. Wikipedia download 22.7.2018, Stromausfall

in Europa im November 2006. l

Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety

in Hydropower Plants

Zusammenwirken von Konformitätsbewertung und Arbeitsschutz

in Wasserkraftanlagen

Ausgabe/edition – 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.

47


Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke VGB PowerTech 11 l 2019

Metallische Latentwärmespeicher zur

Flexibilisierung industrieller

Heizkraftwerke

Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel Hummel, Dirk Behrens, Karsten Riedl,

Gerhard Wolf und Shashank Deepak Prabhu

Abstract

Metal based latent heat storages to

flexibilize industrial cogeneration plants

Many industrial processes require an non interruptable

supply of process steam, which is usually

produced by combined heat and power

plants. In the case of a power plant shutdown,

fossil-fired auxiliary boilers ensure continuous

steam supply. Their characteristic start-up behaviour

is intended to provide a smoothchange

from power plant steam to auxiliary steam supply.

In order to be able to cover also unplanned

outages, auxiliary boilers are often operated at

minimum load, since steam delivery typically

decreases rapidly within a few minutes during

power plant shut down.

The permanent minimum load operation of the

auxiliary boilers causes high fuel consumption,

especially the process steam generated is associated

with significantly higher costs and, in the

case of regenerative cogeneration plants, with

significantly higher CO 2 emissions when fossilfuelled

auxiliary boilers are used.. The emission

reduction target by the German Government

and a stagnating share of renewable energies of

6 % are in a clear conflict due to the lack of alternatives

in conventional process steam backing

[1].

Latent high power storage with metallic phasechange

materials are capable of providing process

steam at different temperature and pressure

levels with the simplest system components.

The storage bridges the time between

power plant shut down and start-up of the auxiliary

boiler. The permanent minimum load

operation becomes obsolete, fuel is saved and

the CHP decoupling is successively increased. l

Autoren

Lars Komogowski

Gerhard Wolf

Shashank Deepak Prabhu

Fraunhofer UMSICHT

Institutsteil Sulzbach-Rosenberg

Sulzbach-Rosenberg, Deutschland

Eva Faust

enolcon GmbH

Bietigheim-Bissingen, Deutschland

Prof. Dr.-Ing. Stefan Beer

Daniel Hummel

Ostbayerische Technische Hochschule

Amberg-Weiden, Amberg, Deutschland

Dirk Behrens

Dr.-Ing. Karsten Riedl

Uniper Technologies GmbH

Gelsenkirchen, Deutschland

Das vorgestellte Speicherkonzept ist nicht

nur technisch, sondern auch wirtschaftlich

wettbewerbsfähig, auch wenn der Preis für

die eingesetzte Metalllegierung um ein Vielfaches

höher sein kann als für vergleichbare

Salze.

Viele industrielle Prozesse benötigen eine unterbrechungsfreie

Versorgung mit Prozessdampf,

welche in der Regel durch Heizkraftwerke

sichergestellt wird. Im Falle einer

Kraftwerksabfahrt übernehmen meist fossil

befeuerte Besicherungskessel diese Aufgabe.

Durch ihr charakteristisches Anfahrverhalten

soll ein möglichst nahtloser Übergang der

Versorgung von Kraftwerk auf Kessel gewährleistet

werden. Um selbst ungeplante

Ausfälle des Heizkraftwerks abfangen zu

können, werden Besicherungskessel in der

Regel in Mindestlast betrieben, da die Dampflieferung

bei Kraftwerksabfahrt typischerweise

innerhalb weniger Minuten rapide abnimmt.

Gerade der permanente Mindestlastbetrieb

der Besicherungskessel erzeugt hohe Brennstoffverbräuche,

zumal der dadurch erzeugte

Prozessdampf mit deutlich höheren Kosten

und im Falle regenerativer Heizkraftwerke

der fossile Besicherungsbrennstoff mit deutlich

höheren CO 2 -Emissionen behaftet ist.

Das von der Bundesregierung vorgegebene

Emissionsreduktionsziel und ein seit Jahren

stagnierender Anteil Erneuerbarer Energien

an der erzeugten Prozesswärme von etwa

6 %, stehen aufgrund fehlender Alternativen

bei der konventionellen Prozessdampfbesicherung

in eindeutigem Konflikt [1].

Hochleistungswärmespeicher mit metallischen

Phasenwechselmaterialien sind in der

Lage, Prozessdampf auf verschiedenen Temperatur-

und Druckniveaus mit einfachsten

Systemkomponenten bereitzustellen. Der

Speicher kann die Zeit zwischen Abfahrt des

Kraftwerks und der Anfahrt des Besicherungskessels

überbrücken. Der permanente

Mindestlastbetrieb des Besicherungskessels

wird überflüssig und wertvoller fossiler

Brennstoff eingespart.

Motivation

Dieser Beitrag schildert die Untersuchung

und Entwicklung von latenten thermischen

Energiespeichern (LTES) unter Verwendung

von Metalllegierungen als Phasenwechselmaterialien

(PCM) für die Integration

in Industrie- und Heizkraftwerke

im Rahmen des vom BMBF geförderten

Verbundprojektes TheMatIK, welches bis

Ende 2019 andauert. Näher erläutert wird

die praktische Umsetzung eines Speichersystems

im Technikumsmaßstab zur Integration

in industrielle Prozessdampfnetze

zur direkten Erzeugung von unter Druck

stehendem, überhitztem Dampf. Ziel dieser

Speicherentwicklung ist es, fossil befeuerte

Besicherungskessel teilweise zu

substituieren und somit die konventionelle

Prozessdampfbesicherung effizienter zu

gestalten.

Die genaue Ausführung der Prozessdampfbesicherung

variiert stark. In vielen Fällen

sind dem eigentlichen Heizkraftwerk, welches

neben den industriellen Verbrauchern

auch das öffentliche Stromnetz beliefern

kann, mehrfach redundante Besicherungskessel

nachgeschaltet. Separate Industriekraftwerke

sind meist ebenfalls durch Kessel

besichert, unterliegen jedoch nicht einer

wirtschaftlichen Abhängigkeit der

Preise im öffentlichen Stromnetz. Unabhängig

davon wie das Kraftwerk befeuert

wird, ob konventionell oder regenerativ,

bilden Erdgas und Heizöl nach wie vor die

vorherrschenden Brennstoffe von Besicherungskesseln,

da hohe Lastrampen für die

konstante Prozessdampfversorgung essentiell

sind.

Die Wirtschaftlichkeit fossil befeuerter

Heizkraftwerke ist stark abhängig vom erzielbaren

Strompreis am Markt. Der zunehmende

Anteil Erneuerbarer Energien im

deutschen Netz, der seit 1991 gesetzlich

gefördert wird, stellt deren Konstantbetrieb

vor Herausforderungen. Steigende brennstoff-

sowie emissionsbezogene Kosten erschweren

zusätzlich einen wirtschaftlichen

Betrieb mit fossilen Brennstoffen.

Prozessdampf ist die wertvollste Form der

thermischen Energieversorgung von Industrie-

und Heizkraftwerk für angeschlossene

Industrieprozesse. Die Gründe für die

Abfahrt des Regelversorgers sind vielschichtig.

Können wartungsbedingte sowie

strommarktbedingte Abfahrten mit einer

gewissen Vorlaufzeit versehen werden,

führen plötzliche Anlagenausfälle zu raschen

Einbrüchen im Prozessdampfnetz.

Um diese Einbrüche effektiv abfangen zu

48


VGB PowerTech 11 l 2019

Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke

können, werden die Besicherungskessel oft

in Mindestlast betrieben und erzeugen somit

parallel zum Kraftwerk Prozessdampf,

auch wenn dies für die Versorgungsaufgabe

nicht erforderlich ist. Mit Beginn der

Abfahrt des Kraftwerks werden die Besicherungskessel

in den Volllastbetrieb überführt

und übernehmen die gesamte Produktion

des Prozessdampfes. Der mit niedrigem

Wirkungsgrad behaftete Teillastbetrieb

als auch der niedrige exergetische

Wirkungsgrad aufgrund fehlender Kuppelprodukte

führt zu vergleichsweise hohen

zusätzlichen operativen Kosten.

Den Permanentbetrieb der Besicherungskessel

in Mindestlast können metallbasierte

LTES gerade durch ihre hohe Dynamik

überflüssig machen. Die charakteristisch

hohen Wärmeleitfähigkeiten von Metalllegierungen

ermöglichen einfache Speicherausführungen,

wohingegen Salze als Speichermedium

zusätzliche Strukturen zur

Verbesserung des Wärmeübertragungsverhaltens

benötigen [2]. Die Verdampfung

erfolgt in beiden Fällen direkt im Inneren

des LTES, welcher im untersuchten Konzept

einem typischen Rohrbündelwärmeübertrager

ähnelt, während bspw. sensible

TES mit Schüttgütern einen zweiten Wärmeübertrager

zur Verdampfung benötigen

[3]. Systeme mit chemischen Reaktionen

stehen vor Herausforderungen wie der Agglomeration

oder dem Zerfall des Speichermaterials,

so dass aktive Speicherkonzepte

[4, 5] oder eine Beschichtung des

Speichermaterials [6] erforderlich sind.

Die Zyklenzahl spielt beim LTES-Einsatz

zur Prozessdampfbesicherung eine untergeordnete

Rolle, da die Differenz der Prozessdampferzeugungskosten

zwischen

Kraftwerk und Besicherungskessel sowie

die verfolgte Betriebsstrategie entscheidend

sind.

Projektinhalt und -ergebnisse

Die Ergebnisse des vorgestellten Verbundprojektes

adressieren die Entwicklungsebenen

Material, Komponenten sowie System

und gliedern sich in sieben Arbeitspakete,

die in Ta b e l l e 1 aufgeführt sind.

Beginnend mit einer Vorauswahl möglicher

Optionen für die Speicherintegration

und anschließender Bewertung, sind Anforderungsprofile

erstellt worden. Aufgrund

der Bewertungsergebnisse wurde

ein Speicherkonzept für die Integration in

ein industrielles Prozessdampfnetz entwickelt.

Um alle Integrationsanwendungen

abzudecken, wurden Metalllegierungen im

Temperaturbereich zwischen 250 °C und

550 °C als mögliche PCM in Kombination

untersucht. Zur Speicherauslegung finden

zunächst Strömungssimulationen (engl.

Computational Fluid Dynamics, kurz CFD)

der gekoppelten Direktverdampfung und

des Phasenübergangs des metallischen

Speichermaterials statt. Die Ergebnisse

münden in einem Versuchsspeicher mit ca.

Tab. 1. Arbeitspakete und betroffene Entwicklungsebenen.

Arbeitspaket Bezeichnung Entwicklungsebene

1 Integrationskonzepte & Anforderungsprofile System

2 Metallische Phasenwechselmaterialien Material

3 Strömungssimulation Material, Komponente

4 Verkapselung Material, Komponente

5 Prüfstand Komponente

6 Zyklenstabilität Material, Komponente

Tab. 2. Übersicht der Rangfolge möglicher Integrationsanwendungen nach Ausschluss und

Bewertung anhand der Saaty-Methode.

Nr. Integration Wärmeträgerfluid

(Beladung/

Entladung)

1

Prozessdampfbesicherung

1.000 kg der Metalllegierung ZnAl6, welcher

integriert in einen eigens dafür konzipierten

Prüfstand die Funktionalität des

entwickelten Speicherkonzeptes unter Einsatzbedingungen

nachweist (TRL 5). Die

Versuchsergebnisse fließen direkt in dynamische

Prozesssimulationen ein, welche

die Systemintegration des LTES in ein reales

Prozessdampfnetz nachbilden. Sowohl

ökonomische als auch ökologische Aspekte

schließen anhand einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

mit inkludierter Potenzialanalyse

des Speicherkonzeptes unter Berücksichtigung

der Entwicklung des

deutschen Energiemarktes das Verbundprojekt

ab.

Temperaturbereich

in °C

(Quelle/Senke)

Druckbereich

in barü

(Quelle/Senke)

Dampf/Wasser 410/296 55/44

2 Hilfskesselersatz Dampf/Wasser 320/270 45/14

3 Mühlenluftvorwärmung

Rauchgas/

Umgebungsluft

350/280 0/0

Integrationskonzepte und

Anforderungsprofile

Thermische Energiespeicher zur Steigerung

der Effizienz von Kraftwerken konzentrieren

sich häufig auf die Beeinflussung

des Wasser-Dampf-Kreislaufes im HDund

MD-Teil und somit auf die eigentliche

Stromerzeugung [7]. Dies bedingt meist

eine komplexe Prozessintegration und negiert

die Speicherfähigkeit der vorhandenen

Komponenten des Wasser-Dampf-

Kreislaufes.

Daher konzentriert sich das Verbundprojekt

auf die Untersuchung von Integrationsmöglichkeiten

ohne eine Rückführung

des Dampfes zur Stromerzeugung. Die

identifizierten Möglichkeiten wurden anschließend

mit dem analytischen Hierarchieprozess,

auch bekannt als Saaty-Methode

[8] bewertet. Ziel dieser Methode ist

mit Hilfe einer sogenannten Fundamentalskala

paarweise Vergleiche vordefinierter

Zielkriterien und Alternativen möglichst

objektiv zu bewerten.

Als Zielkriterien werden u.a. thermodynamische

Aspekte, wie Druck, Temperatur

oder benötigte Speicherkapazität, als auch

prozesstechnische Begebenheiten betrachtet.

Die Bewertung der Optionen ergab

letztendlich die in Ta b e l l e 2 aufgeführte

Rangfolge.

Neben der bereits beschriebenen Prozessdampfbesicherung

ergab die Vorauswahl

zwei weitere Integrationsanwendungen,

welche einer Bewertung unterzogen wurden.

Die Mühlenluftvorwärmung ist eine

spezifische Anwendung für Steinkohlekraftwerke,

bei der der LTES, beladen über

Rauchgas, bei erneuter Kraftwerksanfahrt

Umgebungsluft zur Vorkonditionierung der

Steinkohle vorwärmt. Bei dem Hilfskesselersatz

übernimmt der LTES die Produktion

von Frischdampf zum Anstoßen der Dampfturbine

bei erneuter Kraftwerksanfahrt und

übergibt dann an den eigentlichen Dampfkessel.

Alternativ oder je nach Dimensionierung

kann der LTES auch zusätzlich die

Warmhaltung verschiedener Komponenten

während des Kraftwerkstillstands übernehmen.

Die Prozessdampfbesicherung als

höchstbewertete Integration wurde detailliert

auf theoretische (Strömungs- & Prozesssimulationen)

und praktische Aspekte

(Prüfstand) untersucht. Die Mühlenluftvorwärmung

und der Hilfskesselersatz fanden

hingegen Berücksichtigung bei der

Ausarbeitung von Anforderungsprofilen

(siehe Ta b e l l e 3 ) und der Identifikation

möglicher Metalllegierungen als PCM mit

dazugehörigen Verkapselungen.

Zur Erläuterung der Integrationsanwendungen

wurden Anforderungsprofile erstellt.

Diese Profile legen fest, welche Faktoren

erfüllt sein müssen, um die unterschiedlichen

Spezifikationen zu erfüllen,

die durch die Integrationsbedingungen

vorgegeben sind.

Metallische Phasenwechselmaterialien

Entsprechend der ermittelten Integrationsanwendungen

sind Metalllegierungen mit

einer Phasenwechseltemperatur zwischen

250 °C und 550 °C ermittelt und untersucht

49


Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke VGB PowerTech 11 l 2019

Tab. 3. Inhalt der definierten Anforderungsprofile.

Anforderungen

Betriebsparameter

Speicherauslegung

Speichersystem

Einbindung

worden. Die Legierungsbestandteile sind

hauptsächlich Aluminium (Al), Kupfer

(Cu), Magnesium (Mg), Nickel (Ni), Blei

(Pb), Antimon (Sb), Silizium (Si) und Zink

(Zn). Die wichtigsten Materialeigenschaften

eines PCM sind unterteilbar in thermodynamische

und technische Eigenschaften

und lauten wie folgt:

––

thermodynamisch:

Phasenwechseltemperatur, Phasenwechselenthalpie,

Wärmeleitfähigkeit (fest

und flüssig), Wärmekapazität (fest und

flüssig), Dichte (fest und flüssig), thermische

Ausdehnung

––

technisch:

Zyklenstabilität, Eutektikum, Toxizität

Die Legierungsbildung erfolgte in einem

Induktionsofen unter inerter Atmosphäre

im Maßstab von ca. 200 ml. Aus dieser

Rohlegierung wurden Proben für die Verkapselungstests

sowie für die thermomechanischen

und optischen Analysen erstellt.

Zur Bestimmung der thermodynamischen

Eigenschaften wurden die Messgeräte

aus Ta b e l l e 4 verwendet. Die Materialdichten

lassen sich anhand von Literaturdaten

der einzelnen Legierungselemente

berechnen.

Die durchgeführte Recherche ergab ca. 25

Legierungen mit einer eutektischen Temperatur

zwischen 252 °C und 548 °C. Die

acht aufgrund ihrer thermodynamischen

und technischen Eigenschaften vielversprechendsten

Kandidaten sind anhand

der genannten Messtechnik charakterisiert

und in Kombination mit verschiedenen

Verkapselungsmaterialien auf Zyklenstabilität

getestet worden. Für den Einsatz im

Versuchsspeicher dient die Legierung

ZnAl6. Ihre Phasenwechseltemperatur von

381 °C fügt sich vorteilhaft zwischen die

Temperatur der Wärmequelle von 410 °C

und der Wärmesenke von 296 °C.

Die in Ta b e l l e 5 und B i l d 1 dargestellten

thermodynamischen Eigenschaften

veranschaulichen die Vor- und Nachteile

von Metalllegierungen als PCM. B i l d 1

Faktoren

Temperatur, Druck, Massenfluss, verfügbare Leistung

Speicherkapazität, Dauer der Be- & Entladung, Leistung der Be- & Entladung,

Zyklenzahl, geforderte Dynamik

Dämmung, Besonderheiten bei Be- & Entladung, Rückführung des Wärmeträgerfluids

notwendige Anpassungen, zusätzliche Systemtechnik, Adaptierbarkeit, Platzbedarf

Tab. 4. Messtechnik zur Ermittlung der thermodynamischen Eigenschaften.

Messmethodik Messwerte Messgerät

Simultane thermische Analyse

(STA)

Dynamische Differenzkalorimetrie

(DSC)

Phasenwechseltemperatur,

Phasenwechselenthalpie

Phasenwechseltemperatur,

Phasenwechselenthalpie,

spez. Wärmekapazität

NETZSCH STA 409 PC Luxx

NETZSCH DSC 204 Phoenix F1

Laser Flash Analyse (LFA) Temperaturleitfähigkeit NETZSCH LFA 467 HyperFlash

Dilatometrie Thermische Ausdehnung Linseis DIL L75 JD

Tab. 5. Messwerte der thermodynamischen

Eigenschaften der ausgewählten

Metalllegierung ZnAl6.

Parameter Wert Einheit

Phasenwechseltemperatur

grav. Phasenwechselenthalpie

spez. Wärmekapazität

(s/l)

thermische

Leitfähigkeit (s/l)

381 °C

110 kJ/kg

0,66/0,93 kJ/kgK

70/140 W/mK

Dichte (s/l) 6320/6870 kg/m³

s: solid, l: liquid

∆ pw h v /kWh . m -3

500

450

400

350

300

250

200

150

100

MgCl 2 +KCl+NaCl

Natriumnitrat

vergleicht zwischen einer Auswahl von Metalllegierungen

und teils bereits kommerziell

genutzten Salzen als sensible und latente

Speichermaterialien. Die hohen thermischen

Leitfähigkeiten der Metalllegierungen

sind vorteilhaft zur Erfüllung der

dynamischen Anforderungen der Prozessdampfbesicherung

und aufgrund ihrer typischen

Dichten können hohe volumetrische

Speicherkapazitäten erreicht werden.

Dies spart einerseits Platz und verringert

den Materialaufwand des Speicherbehälters

bzw. der Verkapselung. Andererseits

führen die vergleichsweise geringeren gravimetrischen

Phasenwechselenthalpien

und spezifischen Wärmekapazitäten zu einer

höheren Masse, die zur Speicherung

einer bestimmten Menge an thermischer

Energie benötigt wird. Dies beeinflusst natürlich

direkt die Materialkosten.

Da für die Prozessdampfbesicherung eine

hohe Dynamik des Wärmespeichers von

hoher Bedeutung ist und hohe Speicherkapazitäten

geringere Investitionskosten für

das Speichermaterial bedeuten, gilt Quadrant

I in B i l d 1 als Optimum. Die für erste

praktische Untersuchungen ausgewählte

Legierung ZnAl6 befindet sich zwar knapp

unterhalb dieses Zielquadranten, besitzt

im Vergleich zu bereits als PCM eingesetzten

Salzen jedoch eine höhere volumetrische

Speicherkapazität und eine deutlich

höhere Wärmeleitfähigkeit. Diese muss bei

Materialien des III. Quadranten zumindest

in Bezug auf dynamische Anwendungsfälle

durch anderweitige Maßnahmen kompensiert

werden.

Strömungssimulation

Die instationären und gekoppelten Strömungs-

und Wärmeübertragungsvorgänge

in PCM, Wärmeträgerrohrwand und Wärmeträgerfluid

sind mit analytisch-empirischen

Methoden nur näherungsmäßig vorherzusagen.

Zum besseren Verständnis der

zugrundeliegenden Transportvorgänge

und zur bedarfsgerechten Auslegung und

Dimensionierung des entwickelten Speicherkonzepts

wurde mit Hilfe der quelltextoffenen

Finite-Volumen-Bibliothek

OpenFOAM ® ein neuartiges Modell implementiert.

50

Solarsalz

Kaliumnitrat

0

0,1 1 10 100 1.000

s /W . m -1 . K -1

AI68.5Cu26.5Si5

AIMg35.8

ZnAI6

ZnMg46.3

Bild 1. Auswahl möglicher Metalllegierungen als PCM und bekannte Salze im Vergleich.

50


VGB PowerTech 11 l 2019

Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke

Ø 0,154

Ø 0,2

Ø 0,0154

Ø 0,18

Ø 0,4

Bild 2. Links: Typische Geometrie eines

Rohrbündelwärmeübertragers

Rechts: Verwendetes Monorohr für CFD

und Prüfstand Angaben jeweils in m.

Die Transportvorgänge im PCM werden

durch inkompressible und instationäre

Massen-, Impuls- und Energieerhaltungsgleichungen

beschrieben, wobei das

Schmelzen bzw. Erstarren mithilfe der Enthalpie-Porositätsmethode

dargestellt wird.

Die Wärmeleitung der Wärmeträgerrohrwand

wird anhand der Laplace-Gleichung

modelliert. Ein Euler-Euler-Mehrphasenlöser,

erweitert um Austauschterme zwischen

den Phasen zur Berücksichtigung von Verdampfung

und Kondensation beschreibt

die Transportvorgänge des Wärmeträgerfluids.

Die Einzellöser werden sequentiell

ausgeführt und anhand von Robin-Robin-

Randbedingungen für Temperatur und

Wärmestrom gekoppelt. Zur Darstellung

des Versuchsspeichers dient die in B i l d 2

vereinfachte Form eines Rohrbündelwärmeübertragers

in Monorohrausführung.

Dies stellt die kleinstmögliche Einheit des

entwickelten Speicherkonzeptes dar und

ermöglicht, insbesondere unter der Annahme

von Achsensymmetrie, die Erprobung

und Validierung des Modells bei vergleichsweise

geringem Rechenaufwand. Für die

durchgeführten Berechnungen wurden die

Zeitschritte adaptiv so bestimmt, dass eine

Courant-Zahl von 0,2 erreicht wurde. Die

Simulationsdauer betrug 1.000 s. Die räumliche

Diskretisierung erfolgte zweiter Ordnung,

während die zeitabhängigen Terme

anhand eines Rückwärts-Eulerschemas diskretisiert

wurden.

Zu Beginn der Entladung des Speichers befindet

sich das PCM im flüssigen Zustand.

Das Speisewasser wird vom Speicherboden

mit 0,4 m/s, 180 °C und 43 bar zugeführt.

Die Temperaturfelder in B i l d 3 zeigen,

dass der Versuchsspeicher in der Lage ist

überhitzten Dampf innerhalb von wenigen

Sekunden bereitzustellen. Während der

gesamten Simulationszeit tritt überhitzter

Dampf aus dem Speicher aus. Der Flüssigkeitsvolumenanteil

des PCM beträgt bei

960 s 0,32, so dass dieser Anteil für die weitere

Wärmeversorgung zur Verfügung

steht. Ausstehend ist die Validierung des

Simulationsmodells mit Messdaten des

Versuchsspeichers.

120 s 240 s 360 s 480 s

600 s 720 s 840 s 960 s

Bild 3. Konjugierte Wärmeübertragungssimulation des Entladevorgangs eines metallischen

Hochtemperatur-Latentwärmespeicher-Versuchsspeichers mit Direktverdampfung [9].

diese auch Verkapselung genannt. Zwar

fokussiert sich die Ausarbeitung des Speicherkonzeptes

für die Prozessdampfbesicherung

auf eine Rohrbündelgeometrie,

jedoch ist es gerade bei gasgeführten Anwendungen

sinnvoll die wärmeübertragende

Fläche als auch die Führung des

Wärmeträgerfluids anzupassen. Abhängig

von der gewählten Metalllegierung und deren

Legierungselementen, kann es zwischen

dem flüssigen PCM und dem Verkapselungswerkstoff

zu Korrosionserscheinungen

kommen. Innerhalb der Projektphase

wurden acht verschiedene Metalllegierungen

in Kombination mit verschiedenen

Verkapselungswerkstoffen untersucht.

Als alternatives Verkapselungsgeometrie

wurden Kugeln definiert. Die Legierungen

werden dabei flüssig in zuvor aufgebohrte

Kugeln gefüllt und abschließend wieder

verschweißt.

Tab. 6. Komponenten des Prüfstandes und deren Betriebsparameter.

Speicher

Bisher wurden mehrere Verkapselungstests

mit dem beschriebenen Verfahren

durchgeführt. Eine ausführliche Beprobung

der Verkapselungen in einem Testspeicher

steht zum aktuellen Zeitpunkt

noch aus, da die Verwendung der Monorohrgeometrie

und dessen Implementierung

in einem Versuchsspeicher vorrangig

bearbeitet wurden.

Prüfstand und erster Versuchsbetrieb

Zur Untersuchung des Versuchsspeichers

unter realen Einsatzbedingungen wurde

ein Prüfstand zur Nachbildung der Prozessdampfbesicherung

aufgebaut. Dieser

Prüfstand reproduziert die Entladung des

Versuchsspeichers und dient zur Validierung

der Strömungssimulationen. Anschließend

wird anhand der erzielten Ergebnisse

die Speichergeometrie angepasst.

Der Prüfstand besteht aus den in Ta b e l -

l e 6 aufgeführten Komponenten und er-

Komponente Betriebsparameter Kommentar

Speisewassertank

Speisewasserpumpe

Strömungserhitzer

Rückkühler

≤ 550 °C

≤ 55 barü

≤ 90 °C

≤ 0,5 barü

≤ 0,3 m³/h

≤ 90 °C

≤ 140 barü

23 kW

≤ 230 °C

≤ 55 barü

≤ 450 °C

≤ 10 bar

Monorohr mit ca. 1.000 kg ZnAl6;

31 kWh latente Speicherkapazität

Messung von Temperatur und Druck im PCM und HTF;

3-Zonen-Mantelheizung

Temperatur in K

650

450

Heizstab;

Messung von Temperatur, Druck, Füllstand und elektrischer

Leitfähigkeit;

Ionenaustauscher

Hubkolbenpumpe mit stufenloser Regelung

Durchlauferhitzer

Doppelrohr im Gegenstrom;

Verbindung mit hausseitigem Kühlwasserkreislauf

Verkapselung

Wenn es sich bei der Umhüllung des PCM

nicht um einen Vollspeicher handelt, wird

Weitere MSR

Volumenstromsensoren;

weitere Druck- und Temperatursensoren;

Stell- und Sicherheitsventile;

Schlammabscheider

51


Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke VGB PowerTech 11 l 2019

Bild 4. Ansicht des fertiggestellten Prüfstandes (vertikales Speicherrohr im mittleren Bildabschnitt).

T / o C , m/kg . h -1

.

450

400

350

300

250

200

150

100

50

Ermittlung der Zyklenstabilität

Um die Zyklenstabilität und damit die Eignung

der identifizierten PCM in Verbindung

mit unterschiedlichen Verkapselungswerkstoffen

testen zu können, wurden

Proben hergestellt. Die Legierungen

werden dabei in Rohre von ca. 100 mm

Länge und 25 mm Durchmesser gefüllt, die

an beiden Enden verschweißt werden.

(Bild 6).

Die Proben werden im Hinblick auf ihre

Langzeit- sowie ihre Zyklenstabilität untersucht.

Die Langzeitexposition erfolgte über

2.500 h im kontinuierlich flüssigen Zustand

deutlich oberhalb der jeweiligen tatsächlichen

Phasenwechseltemperatur. Der

zyklische Test bildet die Integrationsbedingungen

nach, indem die Proben über 45

Minuten in einer heißen Ofenzone ausgelagert

und über 15 Minuten an Luft abge-

0

0

0 5 10 15 20 25

t / min

T Speisewasser T Dampf T_U PCM T_M PCM T_O PCM m p

Bild 5. Entladungsversuch des Speichers mit ZnAl6.

möglicht die Untersuchung aller in diesem

Projekt identifizierten Metalllegierungen.

Der Prüfstandsbetrieb ist in vier Betriebszustände

(Inbetriebnahme, Beladung, Entladung

& Außerbetriebnahme) und zwei

Zwischenzustände unterteilt. Die beiden

Zwischenzustände gewährleisten einen

vollständig be- bzw. entladenen Speicherzustand.

Diese sollen die Randbedingungen

der CFD-Analysen zur Validierung des

entwickelten Modells so gut wie möglich

14

12

10

p / barü

widerspiegeln, indem ein vollständiges

thermodynamisches Gleichgewicht des gesamten

Speichers erreicht wird. Da die

Entladung des Speichers in der realen Integration

aufgrund der höheren Dynamik

gegenüber der Beladung den kritischeren

a)

8

6

4

2

Betriebszustand darstellt, ist ein Nachbilden

der Beladung des Speichers mit Dampf

nicht notwendig. Infolgedessen ist eine

Mantelheizung ausreichend, um den Speicher

auf bis zu 550 °C zu erwärmen und

somit vollständig zu beladen.

Der Prüfstand ist vollautomatisiert und bereits

in Betrieb genommen (B i l d 4 ). Erste

Versuche (B i l d 5 ) bestätigen die durchgeführten

Strömungssimulationen und

zeigen mit der Produktion von überhitztem

Dampf die Eignung von Metalllegierungen

als PCM für die Prozessdampfbesicherung.

Die Verläufe aus Abbildung 5 zeigen einen

ersten Versuchslauf des entwickelten Speicherkonzeptes.

Die Temperatur des erzeugten

Dampfes steigt dabei innerhalb

kürzester Zeit auf eine Temperatur von

über 340 °C, wobei bei diesem Versuchslauf

noch keine konstante Eintrittstemperatur

des Speisewassers bereitgestellt werden

konnte. Die austretende Dampftemperatur

kann über 20 min oberhalb der

Senkentemperatur von 296 °C gehalten

werden. Derzeit wird der Prüfstand anhand

erster Erkenntnisse optimiert, um anschließend

zur Validierung der Strömungsund

Prozesssimulationen sowie zur vollständigen

Charakterisierung des Speichersystems

anhand der statistischen Versuchsplanung

dienen zu können.

b) c)

Bild 6. Proben zur Durchführung der Langzeitund

Zyklenstabilitätstests.

Bild 7. Beispielhafte REM-Aufnahmen- und EDX-Mapping von drei

Legierungs-/Verkapselungsproben

a) Hochkorrosive Wechselwirkung;

b) Korrosive Wechselwirkung mit Bildung einer Cr-Schicht;

c) Keine korrosive Wechselwirkung

52


VGB PowerTech 11 l 2019

Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke

Tab. 7. Ergebnisse der durchgeführten Stabilitätstests mit anschließender REM/EDX-Analyse.

PCM / Verkapselung Stahl A Stahl B Stahl C

ZnAl6 Hohe Reaktivität Niedrige Reaktivität Sehr niedrige Reaktivität

AlMg35.8 Hohe Reaktivität Moderate Reaktivität Moderate Reaktivität

ZnMg46.3 Sehr niedrige Reaktivität Sehr niedrige Reaktivität Sehr niedrige Reaktivität

Al68.5Cu26.5Si5 Moderate Reaktivität Moderate Reaktivität Moderate Reaktivität

kühlt werden, wobei die PCM-Füllung in

1.000 Zyklen jeweils vollständig schmilzt

und wieder erstarrt. erden. Nach diesen

Auslagerungsbehandlungen, also entweder

nach über 2.500 h oder 1.000 Zyklen,

werden die Proben zersägt und nach

Schliffherstellung in einem REM (Rasterelektronenmikroskop)

mit integrierter

EDX (energiedispersive Röntgenspektroskopie)

untersucht. Beispielhafte REM-Aufnahmen

und EDX-Mappings sind in B i l d 7

dargestellt.

Es bilden sich spröde FeAl-Phasen, die keine

Diffusionsbarriere aufbauen, um ein

Fortschreiten der korrosiven Wechselwirkung

unterbinden zu können. Diese Tatsache

ist anhand der qualitativen Beurteilung

unterschiedlicher Proben in Ta b e l l e 7

gut abzulesen. Sie stellen einen Auszug aus

den Ergebnissen der optischen Analysen

von vier Metalllegierungen in Kombination

mit drei Stählen als Verkapselungswerkstoff

nach der Langzeitbeprobung dar. Mit

Ausnahme von ZnAl6 in Kombination mit

Stahl C zeigen alle aluminiumreichen Legierungen

reaktive Wechselwirkungen mit

den unterschiedlichen Verkapselungsmaterialien.

Das Ziel dieser Untersuchungen

ist es, die bestgeeigneten Verkapselungswerkstoffe

bezogen auf die Anwendungstemperaturen

du das jeweilige metallische

PCM zu ermitteln. Dabei sind natürlich

Kostenfaktoren für den Verkapselungswerkstoff

ebenfalls eine wichtige Größe.

Bis zum Abschluss der Projektarbeiten

Ende 2019 werden weitere Tests zur Erweiterung

der Kombinationsmöglichkeiten

von Legierungen und Verkapselungen in

den betrachteten Temperaturbereichen

durchgeführt.

Prozesssimulationen und Potentialanalyse

Mithilfe von statischen und dynamischen

Prozesssimulationen soll das Systemverhalten

des Prozessdampfnetzes bei LTES-

Integration untersucht werden. Die Ermittlung

des Ausspeicherverhaltens des LTES

erfolgt mithilfe der durchgeführten Versuche

am Prüfstand. Aus den Ergebnissen

wird ein prozesstechnisches Modell abgeleitet.

In der Prozesssimulation sollen realitätsnahe

und repräsentative Szenarien

untersucht werden. Dazu erfolgte eine Datenakquise

möglichst aller prozessdampfnutzenden

Industrieparks und Industrieheizkraftwerke

in Deutschland. Diese

werden anhand verschiedener Kriterien,

wie ihrer Prozessdampfparameter, Dampfnetzabmessungen

und Anzahl der Dampferzeuger,

in unterschiedliche Cluster eingeteilt.

Anhand des Datensatzes eines Clusters

kann ein repräsentativer Beispiel-Park

erstellt werden, der die Parks des jeweiligen

Clusters stellvertretend abbildet. Dies

erlaubt eine möglichst realitätsnahe Darstellung

der Systemintegration und stellt

die Untersuchungsszenarien dar. Dabei

wird der Fall der Kraftwerksabschaltung

für die aktuelle Betriebsweise ohne LTES-

Integration mit der vorgesehenen Betriebsweise

mit LTES-Integration verglichen.

Um das dynamische Verhalten von Kraftwerk,

LTES, Besicherungskessel und dem

eigentlichen Prozessdampfnetz nachzubilden,

wurde anhand der recherchierten Daten

ein Simulationsmodell mit ASPEN Plus

Dynamics aufgebaut. Dieses Modell simuliert

in verschiedenen Szenarien der verschiedenen

Cluster die Kraftwerksabschaltung,

die LTES-Entladung, die Anfahrt der

Besicherungskessels sowie das Verhalten

des Prozessdampfnetzes unter Berücksichtigung

der Rohrgeometrie und -länge. Ventile

am Ende des Netzes repräsentieren die

Verbraucher. Das Modell ist vollständig an

jedes Szenario anpassbar, so dass sowohl

Anzahl und Lage der Wärmequellen/Erzeuger

(Kraftwerk, LTES, Besicherungskessel),

Wärmesenken/Verbraucher als

auch die gesamte Geometrie und Länge

variabel sind (B i l d 8 ).

Die Untersuchungen haben gezeigt, dass

die bei den Abnehmern auftretenden Leistungseinbrüche

mithilfe des LTES in allen

Fällen nahezu vollständig ausgeglichen

werden können. Weiterhin hat sich gezeigt,

dass Parks mit verhältnismäßig kleinen

Erzeuger 1

Dampfnetzabmessungen grundsätzlich

störanfälliger auf einen Massenstromeinbruch

reagieren, da die Pufferwirkung der

Rohrleitungen hier geringer ausfällt, als

bei großen Rohrleitungen. Hier bietet der

Einsatz des LTES besonders hohe prozesstechnische

Verbesserungen. Ebenso ist dies

der Fall bei einem hohen Anteil ausfallender

Dampferzeuger. Je mehr Erzeuger ausfallen,

desto weniger kann der Massenstromeinbruch

durch die anderen Erzeuger

abgefangen werden. Auch hier bietet

sich der LTES aus prozesstechnischer Sicht

besonders an. Ebenfalls wurde gezeigt,

dass es durch die LTES-Integration möglich

ist, bei Substitution aller Erzeuger den

Leistungseinbruch auf ein Niveau zu senken,

dass das aktuelle Niveau beim Verweilen

eines oder mehrerer Erzeuger im Betrieb

übertrifft. Dadurch können potentiell

neue Betriebsweisen erschlossen werden.

In der Potentialanalyse wird u. a. das wirtschaftliche

Einsparpotential untersucht.

Dabei erfolgt eine Betrachtung aufgegliedert

nach Größe des Industrieparks, dem

Regel- und dem Besicherungsbrennstoff.

Berücksichtigt wurden außerdem Rohstoffpreisentwicklungen

sowie der Anstieg

der CO 2 -Zertifikatspreise und das Einführen

einer potentiellen CO 2 -Steuer. Alle angenommenen

Kosten bzw. Einsparungen

sind in Ta b e l l e 8 aufgeführt.

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung hat gezeigt,

dass die Wirtschaftlichkeit gegeben

ist und sehr kurze Amortisationszeiten

möglich sind. Unter Annahme einer Lebensdauer

von 1.000 Zyklen für den LTES,

kann er umso mehr Gewinn erwirtschaften,

je länger er zur Verfügung steht, also

je weniger Zyklen er tatsächlich gefahren

werden muss. Die Untersuchungen haben

gezeigt, dass die Lebensdauer dabei kein

Problem darstellt.

Die wesentlichen Einsparungen entstehen

durch die Differenz zwischen den Dampferzeugungskosten

des Kraftwerks und de-

Erzeuger 2

LTES

BK

Verbraucher

1

Verbraucher

2

Verbraucher

3

Bild 8. Vereinfachtes Modell der dynamischen Prozesssimulation mit ASPEN Plus Dynamics.

Tab. 8. Übersicht der entstehenden Kosten und erzielten Einsparungen durch die Integration

des LTES.

Kosten

Einsparungen

– Speicheraufbau – Besicherungsbrennstoff (Erdgas oder Heizöl)

– Speicherintegration – Emissionen (abhängig vom Kraftwerk)

– Speicherbetrieb

(Brennstoff zur Dampfbeladung, Wartungskosten)

– Wartungskosten Besicherungskessel

(weniger Betriebsstunden pro Jahr)

53


Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke VGB PowerTech 11 l 2019

nen der Besicherungskessel. Durch das

Überführen der Besicherungskessel aus

der permanenten Mindestlast in den

Grundlastbetrieb übernimmt das Kraftwerk

den verbleibenden Prozessdampfmassenstrom.

Hier profitiert das Speicherkonzept

vom oftmals günstigeren Regelbrennstoff,

den schlechteren Wirkungsgraden

der Besicherungskessel im Mindestlastbetrieb

und dem deutlich besseren

Brennstoffnutzungsgrad bei Dampfversorgung

des Speichers durch Erhöhung der

KWK-Auskopplung des Kraftwerks.

Zusammenfassung

Nach den bisherigen Ergebnissen des vorgestellten

Verbundprojektes sind latente

thermische Energiespeicher mit Verwendung

von Metalllegierungen in der Lage,

überhitzten Dampf innerhalb kürzester

Zeit bereitzustellen. Darüber hinaus weist

das entwickelte Speicherkonzept für den

betrachteten Anwendungsfall der Prozessdampfbesicherung

ein hohes wirtschaftliches

Potential auf da,

––

der Speicher die Zeit zwischen der Abfahrt

des Kraftwerks und der Anfahrt des

Besicherungskessels überbrücken kann,

––

der permanente Mindestlastbetrieb des

Besicherungskessels überflüssig wird,

––

wertvoller fossiler Brennstoff eingespart

werden kann,

––

ein Beitrag zur Reduktion der CO 2 -Emissionen

geleistet werden kann und

––

der Anteil an KWK-Wärme im Prozessdampf

erhöht werden kann.

Der nächste Entwicklungsschritt sieht die

Integration eines Speichers in ein reales

Prozessdampfnetz eines Industrieparks

vor, wobei dessen einfache Skalierbarkeit

von Vorteil ist. Darüber hinaus ermöglichen

die entwickelten Simulationsmodelle

eine kontinuierliche Verbesserung des

Speicherkonzeptes im betrachteten Integrationsfall

und liefern ebenso die Grundlage

für die Anpassung und Entwicklung von

metallischen LTES für andere Anwendungen.

Danksagung

Die Autoren bedanken sich beim Bundesministerium

für Bildung und Forschung für

die Förderung des Projektes TheMatIK im

Rahmen der Förderinitiative „Materialforschung

für die Energiewende“ (Förderkennzeichen

03SF0541).

Referenzen

1. Maaßen C., Sandrock M., Fuß G.: Strategische

Optionen zur Dekarbonisierung und effizienteren

Nutzung der Prozesswärme und

-kälte: Kurzgutachten 05.04.2018. Hamburg.

2. Johnson M., Vogel J., Hempel M., Hachmann

B., Dengel A.: Design of high temperature

thermal energy storage for high power

levels. Sustainable Cities and Society.

2017;35:758–63. doi:10.1016/j.

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3. Heyde M. von der, Schmitz G.: Particle-Resolved

CFD-Simulations of Thermal Energy

Storage in Rock Beds. IRES 2017 Poster Exhibition

2019. Düsseldorf.

4. Mejía A.C., Schmidt M., Linder M.: Development

of a moving bed reactor for thermochemical

energy storage with Ca(OH)2/CaO.

Düsseldorf; 13.03.2019.

5. Angerer M., Becker M., Härzschel S., Kröper

K., Gleis S., Vandersickel A., Spliethoff H.:

Design of a MW-scale thermo-chemical energy

storage reactor. Energy Reports. 2018;4:507–

19. doi:10.1016/j.egyr.2018.07.005.

6. Röglin H.: Vattenfall speichert Energie in

Salz: Zehnmal effizienter als Wasser, vielfach

reversibel. Energie. Markt. Wettbewerb.

2019.

7. VGB: Verbundvorhaben Partner-Dampfkraftwerk

für die regenerative Stromerzeugung:

(P-DKW); März 2016.

8. Saaty R.W.: The Analytical Hierarchy Process:

What it is and how it is used. Mathematical

Modelling. 1987;Vol. 9:161–76.

9. Hummel D., Stüber P., Beer S., Komogowski

L.: Conjugated Heat Transfer Simulation of

the Discharging Process of a Metal-based

High-Temperature Latent Heat Thermal Energy

Storage Test Bench with Direct Evaporation

2019. Düsseldorf. l

VGB-Standard

Bestimmung der Messunsicherheit

bei Abnahme- und Kontrollmessungen

1. Ausgabe 2016 – VGB-S-020-00-2017-12-DE

DIN A4, 98 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 180,–, für Nicht mit glie der € 240,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

In den Regelwerken zu kraftwerkstechnischen Abnahmemessungen nimmt die Thematik der Messunsicherheitsbestimmung

stets einen breiten Raum ein. Die prinzipiellen Methoden, die sich aus der mathematischen Statistik ableiten,

werden in den einschlägigen Normen und Richtlinien sowie in der Fachliteratur ausführlich beschrieben.

In der Praxis sind aber oftmals anlagentechnische Besonderheiten und Randbedingungen zu berücksichtigen,

zu denen es keine allgemeingültigen Regeln gibt. An vielen Stellen müssen deshalb (subjektive) Annahmen

getroffen werden, die sowohl ausreichende theoretische Kenntnisse als auch praktische Erfahrungen des

jeweiligen Bearbeiters voraussetzen.

Der vorliegende VGB-Standard möchte Anregungen, Hinweise und Empfehlungen zum Umgang mit dieser

Thematik geben und dabei helfen, mit vergleichsweise geringem mathematischen Aufwand zu hinreichend

genauen Ergebnissen bei der Messunsicherheitsbestimmung zu gelangen.

Die zur Veranschaulichung herangezogenen Beispiele beziehen sich schwerpunktmäßig auf die Bestimmung der thermodynamischen Grundgrößen

Druck und Temperatur. Darauf basierend wird auf Besonderheiten bei Netzmessungen und auf die praxisgerechte Behandlung korrelierender

Messungen eingegangen. Weiterhin werden die Themen Massenstrommessung und elektrische Leistungsmessung angesprochen.

Neben Erläuterungen zur Vorgehensweise beinhaltet dieser VGB-Standard einfache Berechnungsbeispiele aus der Praxis der Abnahme- und

Kontrollmessungen sowie konkrete Hinweise zur Vermeidung von Messfehlern.

Da auch die Messunsicherheitsabschätzung für betriebliche Messtechnik behandelt wird, beschränkt sich der Interessentenkreis für diesen Standard

nicht auf den Bereich der Abnahme- und Kontrollmessungen. Eine weitere Zielgruppe sind z.B. die Anwender der VDI-Richtlinie 2048 und

des darauf basierenden Standards VGB-S-009 zur Messdatenvalidierung, wobei eine Abschätzung der Konfidenzintervalle für die verwendeten

Mess- und Hilfsgrößen erforderlich ist.

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

VGB-Standard

Bestimmung der

Messunsicherheit

bei Abnahme- und

Kontrollmessungen

Erste Ausgabe 2017

VGB-S-020-00-2017-12-DE

VGB PowerTech Service GmbH

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften

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

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

54


VGB PowerTech 11 l 2019

Ölanalysen für Gasturbinen

Ölanalysen als Bestandteil der

Zustandsüberwachung von

Gasturbinen

Stefan Mitterer

Abstract

Oil analyses as part of the condition

monitoring for gas turbines

Modern turbine oils have to meet various requirements

in order to remain in use for many

years. However, oils age and absorb dust, water

and air from the environment. This also changes

their performance.

If the oil no longer performs its tasks adequately,

machine damage and breakdowns can occur

and high costs can result from repairs and unscheduled

machine downtimes. Regular oil

analyses are an effective tool for reliably monitoring

the condition of the gas turbine and the

lubricant used.

The most important test methods consider essential

parameters that have a major influence

on the operating time of an oil. These include

air separation capacity, foaming behaviour,

viscosity and additive degradation.

At OELCHECK these and other values are considered

in relation to each other and conclusions

are drawn on the condition of the machine

and the oil used. This means that an oil change

or other measures can always be carried out

when they are really necessary.

l

Autor

Stefan Mitterer

Leiter Service & Vertrieb

OELCHECK GmbH

Brannenburg, Deutschland

Moderne Turbinenöle müssen diverse Anforderungen

erfüllen, um über viele Jahre im

Einsatz bleiben zu können. Aber Öle altern

und nehmen z.B. Staub, Wasser und Luft aus

der Umgebung auf. Dabei ändert sich auch

ihre Performance.

Wenn das Öl seine Aufgaben nicht mehr ausreichend

erfüllt, können Maschinenschäden

und ‐ausfälle auftreten und hohe Kosten

durch Reparaturen und ungeplante Maschinenausfallzeiten

entstehen. Um den Zustand

der Gasturbine und des eingesetzten Schmierstoffs

zuverlässig zu überwachen stellen regelmäßige

Ölanalysen ein wirkungsvolles

Tool dafür dar.

Die wichtigsten Prüfverfahren betrachten

wesentliche Parameter, die einen großen Einfluss

auf die Einsatzzeit eines Öls haben.

Hierzu zählen u. a. das Luftabscheidevermögen,

das Schaumverhalten, die Viskosität

und der Additivabbau.

Bei OELCHECK werden diese und weitere

Werte im Zusammenhang zueinander betrachtet

und daraus Schlüsse auf den Zustand

der Maschine und des verwendeten Öls

gezogen. Damit können ein Ölwechsel oder

weitere Maßnahmen immer dann durchgeführt

werden, wenn sie wirklich notwendig

sind.

Turbinenschmieröle sind in Gasturbinen

oft über viele Jahre im Einsatz und dabei

unterschiedlichsten Belastungen wie hohen

Temperaturen, Lufteintrag und Ablagerungen

ausgesetzt. Turbinenöle sollten

für den Langzeiteinsatz deswegen folgende

Anforderungen erfüllen:

––

Hohe Oxidationsstabilität

––

Hervorragender Korrosionsschutz

––

Sehr gutes Luftabscheidevermögen

––

Niedrige Schaumneigung

Wenn das Öl seine Aufgaben nicht mehr

ordnungsgemäß erfüllt, können Maschinenschäden

und -ausfälle auftreten und

hohe Kosten durch Reparaturen und ungeplante

Maschinenausfallzeiten entstehen.

Auch die großen Ölfüllmengen von bis zu

50.000 Litern, die bei einem Ölwechsel ersetzt

werden müssen, lassen die Kosten

schnell anwachsen.

Um den Zustand der Gasturbine und des

eingesetzten Öls zuverlässig zu überwachen,

eignen sich regelmäßige Ölanalysen.

Bei der Analyse stehen unter anderem die

Oxidation, die Veränderung von Additiven,

etwaiger Verschleiß sowie Verunreinigungen

im Fein- bzw. Feinstbereich im Fokus.

Wie beeinflussen Oxidation, Luft, Schaum,

Verunreinigungen und Varnish das Öl und

die Maschine?

Öl-Oxidation

Alle Öle altern im Laufe der Zeit (B i l d 1 ),

d.h. sie „oxidieren“ mit Sauerstoff. Hohe

Temperaturen, Verunreinigungen wie Wasser

oder Staub sowie Verschleißpartikel

beschleunigen die Oxidation. Es können

Säuren und ölunlösliche Bestandteile entstehen,

die lackähnliche Ablagerungen,

Harze oder Schlamm bilden. Die Viskosität

des Öls steigt dann oft an. Um diesen Prozess

zu verlangsamen, enthalten Schmierstoffe

Oxidationsinhibitoren (Antioxidantien).

Diese verzögern die Öloxidation und

die Bildung von Alterungsprodukten. Die

Wirkstoffe fangen die reaktionsfreudigen

Moleküle (Radikale) ab, neutralisieren

sauerstoffhaltige Verbindungen und schützen

so das Öl.

Sind diese Additive jedoch verbraucht,

läuft die Alterung des Öls ungebremst, so

wie bei unadditiviertem Öl, ab. Wenn das

Schmieröl Spuren von Verunreinigungen,

wie metallischem Abrieb, Wasser oder

Bild 1. Kreislauf der Ölalterung.

55


Ölanalysen für Gasturbinen VGB PowerTech 11 l 2019

Staub enthält, wird dieser Prozess noch zusätzlich

beschleunigt.

Bei den meisten Gasturbinen ist die hohe

Betriebstemperatur eine der Hauptursachen

für die schnellere Ölalterung. Mit immer

fortschrittlicheren Metallurgieverfahren

steigen sowohl der Wirkungsgrad als

auch die Brenntemperatur der Gasturbinen

kontinuierlich an. Dadurch steigen auch

die Belastungen der Turbinenöle weiter an.

Mit dem RULER (Remaining Useful Life

Evaluation Routine) wird der Anteil der

noch im Öl vorhandenen Antioxidantien

relativ zum Frischöl angegeben. Da diese

Bestandteile kontinuierlich während des

Öleinsatzes abgebaut werden, kann aus

dem verbliebenen Restgehalt sowie der

Einsatzzeit des Öls auch auf die noch zu

erwartende Nutzungsdauer geschlossen

werden.

Luft und Schaum im Öl

Bild 2. Bestimmung des LAV im OELCHECK-Labor mit dem Prüfnormalab Analis P 688.

Jedes Öl enthält Luft. Je nach Typ und Viskosität

kann es davon bis zu 11 %, die in

seinen Molekülstrukturen gelöst bleiben,

aufnehmen. Diese Ausgangssituation ist

unproblematisch. Bei Temperatur- und

Druckabsenkung kann Luft aus dem Öl

ausgasen. Ungelöste Luft im Öl verschlechtert

den Aufbau eines tragfähigen Schmierfilms

in Gleitlagern. Im Öl dispergierte

Luftblasen können die Funktion von Hydrauliksystemen

beeinträchtigen und Kavitation

verursachen. Bei stark erhöhtem

Anteil von Luftblasen im Öl kann ein „Dieseleffekt“

auftreten. Die Luftbläschen sind

oft schon mit bloßem Auge zu erkennen.

Das Öl wirkt dann trübe oder milchig.

Meist löst sich derartig abgeschiedene Luft

deutlich langsamer ins Öl, als sie sich davon

separiert hat.

Folgende Probleme werden in der Praxis

oft beobachtet:

––

steigende Kompressibilität des Öls,

––

sinkende Förderleistung von Pumpen,

––

beeinträchtigte Schmierwirkung bis hin

zur Mangelschmierung,

––

Dichtungsverschleiß,

––

sinkende Kühlleistung,

––

erhöhte Öloxidation,

––

Kavitation mit punktuellem Materialabtrag,

oft begleitet von Geräuschen,

––

„Dieseleffekt“, bei dem Luftblasen so

stark komprimiert werden, dass sie sich

selbst entzünden. Bei diesem Prozess

entstehen Rußpartikel, das Öl wird sehr

dunkel.

Bei vermutetem Lufteintrag kann man das

Schaumverhalten und das Luftabscheidevermögen

(LAV) überprüfen lassen

(B i l d 2 ). Um das Schaumverhalten zu

bestimmen, wird Luft in Form von kleinen

Bläschen in das zu prüfende Öl eingeleitet.

Es entsteht eine Luft-in-Öl-Dispersion und

die Bläschen steigen zur Oberfläche, wo sie

eine Schaumschicht bilden. Der Luftstrom

wird abgeschaltet und das Schaumvolumen

direkt und nach 10 Minuten bestimmt.

Daraus lässt sich das Verhalten bei der Anwendung

abschätzen.

Bei dem Prüfverfahren zur Bestimmung

des Luftabscheidevermögens wird Luft mit

einer Düse in das zu untersuchende Öl eingeblasen.

Danach wird das Entweichen der

dispergierten Luftblasen aus dem Öl messtechnisch

erfasst und zeitlich aufgezeichnet.

Eine zu lange Verweildauer der Luft im

Öl kann zu den oben beschriebenen, negativen

Effekten führen.

Partikel und Verunreinigungen

im Öl

Verunreinigungen im Öl stellen immer ein

Risiko dar. Harte Partikel wie Staub oder

Verschleißmetalle fördern abrasiven Verschleiß.

Weiche Partikel können sich auf

der Basis gealterter Additiv-Komponenten

bilden. Oft sind sie klebrig und lagern sich

an Maschinenelementen oder Filtern an,

sodass sie diese bei ihrer Arbeit behindern.

Die Ölalterung wird durch Partikel im Öl

beschleunigt, die Ölstandzeit damit verkürzt.

Analyse mit Partikelzählung

Unmittelbar vor der Messung wird die Probe

homogenisiert und entgast. Die Luftbläschen

entweichen dabei schnell aus der

verdünnten Probe und können bei der Untersuchung

daher auch nicht mehr mitgezählt

werden. OELCHECK verwendet bei

der Laser-Partikelzählung ein Lösungsmittelgemisch

gem. ASTM D7647, um etwaige

Wassertröpfchen und Alterungsprodukte

im Öl zu lösen und damit die Zählung

nicht zu verfälschen. Mit der Gesamtmenge

der verdünnten Probe von ca. 30 ml erfolgt

dann die Zählung im Messgerät. Als

Ergebnis wir die Reinheitsklasse nach

ISO 4406 und SAE 4059 ausgegeben (Ta -

belle 1).

Die ISO 4406 klassifiziert nach den Partikelgrößen

≥ 4 µm, ≥ 6 µm und ≥ 14 µm.

Die ISO-Partikelzahlen sind kumulativ,

d.h. die für ≥ 6 µm angegebene Partikelanzahl

setzt sich zusammen aus allen

Partikeln ≥ 6 µm plus den Partikeln ≥

14 µm.

Elementanalyse mit dem ICP-Verfahren

(Inductive Coupled Plasma)

Mit dem ICP-Verfahren können mehr als 30

verschiedene Verschleißmetalle, Verunreinigungen

und Additive bei einer optimalen

Nachweisgrenze bestimmt werden. Die Ölproben

müssen zunächst verdünnt werden.

Aus den in Probentabletts stehenden

Probengefäßen wird mit einem „Diluter“

1 ml der Probe entnommen, im Verhältnis

1:10 mit Kerosin verdünnt und in ein Reagenzröhrchen

eingefüllt.

Die Proben werden vor der Analyse zunächst

in einem Probenwechsler intensiv

gerührt, bevor sie mit einer peristaltischen

Pumpe in den Zerstäuber gepumpt werden.

Dort werden sie mit einem Argonstrom

vernebelt. Das Aerosol gelangt danach

in eine Zyklonkammer, in der große

Tropfen abgeschieden werden. Das so aufbereitete

Aerosol gelangt nun in das Plasma,

ein Gemisch aus Atomen, Ionen und

Elektronen. Die Temperatur beträgt ca.

10.000 °C. Dieses extrem heiße Plasma liefert

die Energie zur Anregung der einzelnen

Elemente.

Die entstehende emittierte Strahlung, die

für jedes einzelne Element eine charakteristische

Wellenlänge besitzt, wird spektral

aufgefächert und mit einem CCD-Chip detektiert.

Dabei kann ein komplettes Emissionspektrum

simultan aufgenommen werden.

Die im Öl vorhandenen Verschleißmetalle

sind wichtige Datenträger. Ihr Vorhandensein

erlaubt unmittelbare Rückschlüsse auf

den Verschleiß der Bauteile bzw. Maschi-

56


VGB PowerTech 11 l 2019

Ölanalysen für Gasturbinen

Tab. 1. Reinheitsklassen nach ISO 4406.

Reinheitsklassen nach ISO 4406

Zahl der Partikel je 100 ml

Reinheitsklasse

über

bis

8.000.000 16.000.000 24

4.000.000 8.000.000 23

2.000.000 4.000.000 22

1.000.000 2.000.000 21

500.000 1.000.000 20

250.000 500.000 19

130.000 250.000 18

64.000 130.000 17

32.000 64.000 16

16.000 32.000 15

8.000 16.000 14

4.000 8.000 13

2.000 4.000 12

1.000 2.000 11

500 1.000 10

250 500 9

130 250 8

64 130 7

32 64 6

16 32 5

8 16 4

4 8 3

2 4 2

1 2 1

Löslichkeit der Additive im Basisöl eine erhebliche

Rolle. Heute setzen die Hersteller

von Turbinenölen verstärkt Basisöle der

Gruppen II (Hydrotreated), III (Hydrocrack)

und IV PAO (Polyalpha-Olefine) ein.

Diese Öltypen besitzen u.a. ein besseres

Viskositäts-Temperatur-Verhalten und sind

stabiler gegen Ölalterung und Oxidation.

Doch abgebaute Additivkomponenten und

Reaktionsprodukte des Grundöls werden

von diesen Basisölen schlechter gelöst. Die

Alterungsprodukte können sich folglich

verstärkt absetzen. Sie besitzen zudem eine

hohe Polarität und bilden vor allem Ablagerungen

an metallischen Komponenten, wie

Gleitlagern, Ölkühlern, Tanks oder Zahnrädern.

Außerdem formen Alterungsprodukte

immer größere Moleküle. Sie „agglomerieren“,

bleiben verstärkt in Filtern und/

oder Ventilen hängen und können diese

zusetzen.

Beim Abkühlen, wie beim Stillstand anlässlich

einer Turbinenrevision, weist das Öl

zudem eine noch schlechtere Löslichkeit

auf. Der Prozess der Ausfällungen und Ablagerungen

im System wird damit verstärkt.

Es entstehen weicher Schlamm

(Sludge) und/oder Lack (Varnish). Beruhigte

Zonen mit sehr geringer Ölumwälzung

bzw. Strömungsgeschwindigkeit sind

dabei ebenso besonders belastet. Während

Schlamm noch abwischbar ist, kann Varnish

selbst mit Lösemitteln oft nicht entfernt

werden. Er stellt eine massive Gefahr

für die Anlage dar! Ölleitungen und -bohrungen

können sich zusetzen, Ventile und

nenelemente, von denen die Partikel stammen

könnten. Andere Elemente verraten

Verunreinigungen durch Staub, inhibiertes

Wasser oder mit einem anderen Schmierstoff.

Außerdem kann der Additivabbau

mit dem ICP-Verfahren verfolgt werden.

Analyse mit PQ-Index

Um Aussagen darüber zu treffen, ob Eisen

als abrasiver, magnetisierbarer Verschleiß

oder als unmagnetisches Eisenoxid (Rost)

oder Eisensulfid vorliegt, werden die Eisenwerte

der ICP-Spektrometrie und der PQ-

Index miteinander verglichen.

Der PQ-Index informiert über alle vorhandenen,

magnetischen Eisenteilchen ab einer

Größenordnung von ca. 5 µm.

Bei der Interpretation des PQ-Index mit

dem Wert für Eisen lassen sich folgende

Zusammenhänge erkennen:

Beurteilt wird der Unterschied zwischen

dem Eisengehalt und dem PQ-Index. Ist

der Eisenwert in mg/kg hoch, der PQ-Index

aber niedrig, dann ist der Eisenabrieb

wohl durch Korrosion entstanden. Denn

Rost ist kaum magnetisierbar, liefert also

einen niedrigen PQ-Index. Ein hoher Wert

für den PQ-Index bei gleichzeitig niedrigen

Eisenwerten weist immer auf einen akuten

Verschleißvorgang wie z. B. Pittings, Fressverschleiß

oder Materialausbrüche hin.

Tab. 2. Ursachen für Veränderungen der Viskosität von Ölen.

Viskositätsveränderungen

Wie auch bei der Analytik von Motoren-,

Getriebe-, oder Hydraulikölen stellt die

Viskosität auch bei typischen Turbinenölen

einen wichtigen Faktor dar. Neben Temperatur

und Druck kann es für eine veränderte

Viskosität verschiedene Ursachen geben

(Tabelle 2).

Wenn sich die Viskosität verändert hat, können

mit einer Ölanalyse Rückschlüsse auf

eine mögliche Ursache gezogen werden.

Varnish im Öl

Anstieg der Viskosität

• Das Öl hat während des Betriebs unter der

Einwirkung von Temperatur Sauerstoff

aufgenommen, es ist oxidiert.

• Oxidationsinhibitoren, alterungsverzögernde

Additive, haben sich abgebaut.

• Alterungs- und Oxidationsprodukte, wie Säuren

und ölunlösliche Bestandteile, sind entstanden.

• Staub, Wasser oder sonstige Verunreinigungen

greifen das Öl chemisch an.

• Es wurde falsches Öl verwendet oder nachgefüllt.

Ablagerungen stellen ein großes Risiko für

die Turbine dar. Bei ihrer Bildung spielt die

Abnahme der Viskosität

• Es wurde ein zu dünnes Öl oder ein falscher Öltyp

verwendet oder nachgefüllt.

• Das System wurde vor der Befüllung mit einem

dünneren Spülöl gereinigt. Es liegt eine

Vermischung mit Spülölresten vor.

Filter blockieren, Dichtungsprobleme auftreten.

Dadurch wird die Schmierung von

Lagern aber auch die Funktion von Ölkühlern

sowie Wärmetauschern beeinträchtigt.

Der MPC-Test (Membrane Patch Colorimetry)

ist weltweit das einzige Verfahren, mit

dem das Potenzial eines Öls, Varnish zu bilden,

quantifiziert werden kann. Bei Verdacht

auf Schlamm- bzw. Varnishbildung

wird er empfohlen.

Der MPC-Index ist ein Zahlenwert, der zwischen

0 und 100 liegt. Bei Turbinenölen ist

der Maximalwert ca. 60. Je höher der MPC-

Index ausfällt, desto größer ist das Risiko

der Bildung von Schlamm und lackartigen

Ablagerungen.

57


8 >

Umschlag S-030-2013-06-DE_A3q.indd 1 29.08.2013 10:49:49

Ölanalysen für Gasturbinen VGB PowerTech 11 l 2019

Während ein MPC-Index von bis zu 15 sich

im normalen Bereich für eine übliche Ölalterung

bewegt, weist ein MPC-Index von

über 50 auf einen weit fortgeschrittenen

Additivabbau hin. Es haben sich bereits Ablagerungen

im System gebildet. Ein Ölwechsel

sowie eine darauffolgende gründliche

Systemreinigung sollten durchgeführt

werden.

Zustandsbedingte Ölwechsel

Vor allem in großen Ölumlaufanlagen mit

Füllmengen von weit über 1.000 Litern sollen

trotz jährlich 8.500 Stunden Dauerbelastung

Ölstandzeiten von mehreren Jahren

erreicht werden. Aufgrund immer anspruchsvollerer

Betriebsbedingungen

werden die Turbinenöle zwar weiterentwickelt,

doch wie sie sich bewähren, zeigt erst

die Praxis. Eine regelmäßige Überwachung

mit Ölanalysen ist deswegen unerlässlich.

Regelmäßige Ölanalysen ermöglichen es,

die Ölwechsel, die bei Gasturbinen nach

mehreren 10.000 Betriebsstunden erfolgen,

zustandsabhängig durchzuführen.

Dadurch können Ölwechsel im Voraus ge-

Bild 3. Analysenset für Gasturbinen.

Die Empfehlung von OELCHECK für die Analyse

von Ölen aus Gasturbinen lautet:

Analysenset 7T

Elemente durch ICP

PQ-Index

Farbzahl

Viskosität 40 °C Viskosität 100 °C VI

(Viskositätsindex)

Oxidation (FT-IR)

Neutralisationszahl (NZ)

Wasser nach Karl Fischer

Luftabscheidevermögen

Partikelzählung ISO 4406, Reinheitsklasse

Oxidationsbeständigkeit (RULER)

Schaumverhalten Seq. I

Zusätzlich empfohlenes Prüfverfahren

• bei möglichen Ablagerungen: MPC-Test

plant und unerwartete Ausfälle verhindert

werden. Damit ist die Energieversorgung

gesichert und Zusatzkosten durch ölbedingte

Schäden werden vermieden.

Analysen

Für Turbinenöle werden zehn unterschiedliche

Analysensets empfohlen (B i l d 3 ).

Ihr Untersuchungsumfang ist auf die unterschiedlichsten

Turbinenöle und deren

Betriebsbedingungen abgestimmt. Bei der

Analyse stehen unter anderem die Oxidation,

die Veränderung von Additiven, etwaiger

Verschleiß sowie Verunreinigungen im

Fein- bzw. Feinstbereich im Fokus.

Eine Ölanalyse sollte bei Gasturbinen etwa

alle sechs Monate erfolgen. Hierfür stehen

extra spezielle Probengefäße bereit, die

größer sind als gewöhnliche Gefäße, da einige

Prüfverfahren – wie etwa Luftabscheidevermögen

oder Schaumverhalten – eine

große Probenmenge erfordern. Die Analysensets

enthalten u.a. je ein Probengefäß

und einen Probenbegleitschein, der alle

wichtigen Daten zur eingesendeten Ölprobe

abfragt.

l

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58


VGB PowerTech 11 l 2019

Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform

Digital nuclear security level DCS

main and auxiliary data distribution

based on NASPIC platform

Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming, Zhang Zipeng and Zhang Yu

Kurzfassung

Sicherheitsstufe DCS für nukleare

Anwendungen – Haupt- und

Nebendatenverteilung auf Basis der

NASPIC-Plattform

Für die Sicherheit von Kernkraftwerken besitzt

das digitale Leit- und Sicherheitssystem (DCS)

eine hohe Bedeutung – hohe Zuverlässigkeit

und höchstes Sicherheitsniveau sind grundlegend.

Für dieses System sind die Daten, die bei

der Umsetzung von Anlagen- und Reaktorschutz

genutzt werden, wichtige Informationen,

die Priorität in direktem Zusammenhang

mit der Reaktorsicherheit besitzen. In dieser

Untersuchung wird durch eine eingehende Betrachtung

der Struktur des DCS ein Modell der

Haupt- und Nebendatenpriorisierung vorgestellt.

Vorrangig wird der Gewährleistung einer

sicheren und zuverlässigen Verarbeitung und

Übermittlung der wichtigsten Daten, die in direktem

Zusammenhang mit Sicherheitsfunktion

stehen, eingeräumt, um Sicherheit und Zuverlässigkeit

des DCS zu optimieren, Dies gewährleistet

mit Blick auf diesen Teilaspekt einen

zuverlässigen und sicheren Betrieb von Kernkraftwerken.

l

Authors

Wu Youguang

Ma Quan

Liu Mingming

Zhang Zipeng

Zhang Yu

Science and Technology on Reactor System

Design Technology Laboratory

Nuclear Power Institute of China

Chengdu,610213, China

Digital security level DCS system of nuclear

power plant is called “nerve center” of nuclear

power plant, which requires high

safety and reliability [1]. In this system, the

data involved in the implementation of

shutdown protection and safety facility

drive functions are important information,

which need to be prioritised directly related

to reactor safety. In this paper, through

in-depth study of the structure of security

level DCS, the idea of main and auxiliary

data distribution is put forward. Priority is

given to ensuring the safe and reliable processing

and transmission of the main data

directly related to the security function, so

as to improve the security and reliability of

digital security level DCS, which is conducive

to ensuring the safe and reliable operation

of nuclear power plants.

Introduction

Digital Security Level Instrument and Control

System (DCS) of nuclear power plant is

known as the “nerve center” of nuclear

power plant. It is an important system to

ensure the safety of reactor and personnel

by completing the functions of safe shutdown

of reactor and driving of special safety

facilities under accident conditions,

thereby limiting or mitigating the consequences

of accidents [1].In the security

level DCS system of nuclear power plant,

the data involved in the implementation of

shutdown protection and dedicated safety

facility driving functions are important information,

which is directly related to reactor

safety and needs to be processed first.

while the data related to display, alarm and

maintenance are secondary information.

In order to improve the response speed and

reliability of security level DCS system, the

main data to perform security functions

should not be adversely affected by the

auxiliary function data, that is, the auxiliary

function data should not inhibit or delay

the execution of its security functions.

In addition, although the processing speed

and processing capacity of the security

DCS using the main processor are constantly

improving, the reliability is also increasing.

However, with the increasing

amount of data processed by security level

DCS in nuclear power plants, the load of

main processor is still heavy and the processing

time is long, which leads to the risk

that the worst response time will exceed

the requirements of relevant indicators.

Based on the analysis of the architecture of

the security level DCS, this paper conducts

research on main and auxiliary data distribution

to ensure that the main data of the

security function is prioritised, the response

speed and reliability of the security

level DCS are improved, and the safe operation

of the reactor is guaranteed.

NASPIC platform

NASPIC platform is a general equipment

platform developed by Nuclear Power Institute

of China based on microprocessor

and network communication technology

according to the regulations, standards of

nuclear power plant and the system requirements

of safety control and protection

system of nuclear power plant. The platform

mainly includes field control station,

transmission station, safety display station,

gateway station and engineer station.

Among them, the field control station completes

the functions of signal acquisition,

data processing, logical operation, signal

output and data communication. The

transmission station assumes the functions

of data interface between the field control

station and the safety display station, gateway

station and engineer station. Safety

display station is the man-machine interface

of NASPIC platform, which realises

the functions of safety level process parameters

and alarm display, equipment control

and reset locking. Gateway station realises

data interaction between NASPIC platform

and external non-security system. The engineer

station mainly realises the functions

of configuration, downloading and maintenance.

The basic architecture diagram of

the NASPIC platform is shown in F i g -

u r e 1 (The ECP is an emergency control

panel. The BUP is a backup panel.).

The instrument and control system of reactor

safety level based on NASPIC platform

provides monitoring for the deviation of

nuclear power plant from normal opera-

59


Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform VGB PowerTech 11 l 2019

Field sensor

ECP/BUP

drive system. The TU is a data transmission

unit. GW is a communication isolation

unit. ACM is a priority selection unit.

Field control

station

PIPS

SignaI

processing

mudule

Drive

control

module

Switch cabinet

Actuator

Safety display

station

Transmission

station

lE

communication

NC

communication

Fig. 1. NASPIC platform basic architecture diagram.

NASPIC Platform

1E NC

Hard wiring

Maintenance

network

Gateway station

Engineer station

Electrical

isolation

Boundary

NC

system

1E

NC

Research on main and auxiliary data

distribution

Main and auxiliary data definition

In the digital security level DCS system of

nuclear power plant, the data involved in

the implementation of shutdown protection

and dedicated safety facility drive

functions are important information and

need to be processed first. According to the

importance of the transmitted data information,

the data used to perform the shutdown

protection and dedicated safety facility

driver functions are defined as the main

function data, and the related data used to

display, alarm and maintain are defined as

the auxiliary function data. The main function

data of security level DCS system in

executing security function shall not be ad-

tion conditions, and drives corresponding

security functions to make the plant shut

down safely and maintain safe state. This

ensures the safety of reactor, nuclear power

plant equipment, personnel and environment

in case of accident. According to

the requirement of Engineering application,

NASPIC platform can be used to construct

digital security level instrument and

control system for nuclear power plants

with different reactor types (such as

AP1000, Hualong 1, M310) and different

architectures.

IP IIP IIIP

Security level DCS architecture

This paper is based on the digital security

level DCS architecture of China Engineering

Test Reactor, as shown in F i g u r e 2 .

The security level DCS architecture adopts

a three-channel redundant structure,

which consists of three protection groups

(protection group I, protection group II

and protection group III) and two logic series

(logic series A and logic series B). The

signal acquisition and logic processing related

to emergency shutdown system are

implemented in three protection groups.

The functions of the dedicated safety facility

drive system are realised by the protection

group and logic series.

Among them, IP, IIP and IIIP represent

three redundant protection channels;

PIPS-1, PIPS-2 and PIPS-3 represent three

redundant protection channels’ preprocessing

units; RPC-1, RPC-2 and RPC-3 represent

three redundant protection channels’

protection processing units; TU-1,

TU-2 and TU-3 represent three redundant

protection channels’ signal transmission

units; ESFAC-A1 and ESFAC-A2 represent

two subgroups of dedicated security facility

driver units of logical series A, which

carry out 1oo2 decision output; ESFAC-B1

and ESFAC-B2 represent two subgroups of

TRAIN A

dedicated security facility driver systems of

logical series B, which carry out 1oo2 decision

output; ACM-A and ACM-B represent

priority management units of two logical

series; GW-A and GW-B represent the gateway

units of two logical series.

By studying the digital security level DCS

architecture of a domestic engineering test

reactor, it can be found that each protection

group corresponds to one protection

group TU transmission station, and each

logic series corresponds to one logic series

TU transmission station.

Note: PIPS is a signal preprocessing system.

RPC is a reactor shutdown logic processing

system. ESFAC is a dedicated safety

TRAIN B

Fig. 2. Digital security level DCS architecture diagram

versely affected by the auxiliary function

data, and the auxiliary function data shall

not inhibit or delay the execution of its security

function.

Main and auxiliary data partition

According to the above definition of main

and auxiliary data, we divide the signals in

digital security level DCS.

Digital security level DCS receives instruction

signals from the main control room

safety disk and backup disk. The instruction

data includes equipment control instruction

and alarm and indication signal.

The equipment control instruction belongs

to the main function data, and the alarm

60


VGB PowerTech 11 l 2019

Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform

and indication signal belongs to the auxiliary

function data.

The periodic test in digital security DCS belongs

to the non-security function, and the

periodic test data belongs to the auxiliary

function data, which can not affect the execution

of the system security function.

Therefore, the relevant design is implemented

in the TU interfaced with the periodic

test device. In the periodic test, the

module fault signal, the on/off feedback

signal and the successful locking feedback

signal need to be sent to the engineer station

and the main control room for alarm

and instruction after processing.

The alarm and indication signals belong to

auxiliary function data, which are mainly

used to assist operators to monitor the status

of units and assist maintenance engineers

to analyze and locate faults, mainly

including equipment state feedback, PAMS

parameters, process parameters and alarm

signals.

Instrument control alarm and maintenance

information belongs to auxiliary function

data. Transferring such data will occupy a

large amount of communication resources

of the system. At the same time, alarm and

indication signals for operator monitoring

and maintenance engineers to analyze and

locate faults will be sent to NC-DCS and

maintenance engineer station.

Main and auxiliary data distribution

scheme

In digital security level DCS, the main and

auxiliary data are processed in the same

main processor, and the theoretical calculation

shows that the worst response time

of shutdown protection theory will exceed

the user requirements. Through the analysis

of the data of a digital security level DCS

of an engineering test reactor, the ratio of

main and auxiliary data is shown in Ta -

ble 1.

It can be seen from Ta b l e 1 that supplementary

data account for 97.62 % of the

total volume, and the main data only account

for 2.38 %. This will enable the processor

that performs protection logic and

communication to process a large number

of auxiliary data. A large number of auxiliary

function data will cause the main control

module to spend a lot of time to execute

communication transceiver, logical

processing, and so on. With the increase of

processing cycle, the response time of the

system will increase, so the response time

will exceed the requirements. In order to

solve this problem and ensure the processing

speed and time of the main channel of

the shutdown protection and special security

function, a transmission unit (TU) is

added to each protection group and logic

series of the digital security level DCS, It is

specially used for processing display,

alarm, periodic test and maintenance information

transmission functions, and the

Tab. 1. Comparison of main and auxiliary data of security level DCS.

Data function Data type Data volume Ratio

Shutdown / Dedicated M 0.875 Kb 2.38%

Alarm / Display / Periodic test A 35.825 Kb 97.62%

M- main data, A- auxiliary data

IP

TRAIN A

IIP

TRAIN B

Note: - Main function data flox, - Auxiliary function data flow

Fig. 3. Schematic diagram of main and auxiliary data distribution.

IIIP

main work is accomplished. It can separate

data flow from auxiliary function data

flow, which reduces the task and communication

traffic of protection group and logic

series, reduces the complexity of software,

shortens the response time of executing

protection function, and improves the

real-time, security and reliability of the

system.

The structure of main and auxiliary data

shunting in digital security DCS is shown in

the F i g u r e 3 . The protection group IP

and logical series A are studied. The

main data (Instrument Preprocessing Unit

PIPS-1, Protective Channel Processing Unit

RPC-1, Column A Special Safety Facility

Drive System Subgroup ESFAC-A1, Column

A Priority Management Unit ACM-A)

that perform security functions is processed

and transmitted first. Other auxiliary

data are exchanged by transmission

unit (TU) and external data information,

as are other protection groups.

The data distribution mechanism of separate

transmission of different types of signals

can effectively ensure that the data

processing and transmission of security

functions are not affected by non-security

functions. The auxiliary function data is

distributed by TU, which effectively reduces

the load of the main function data transmission

channels, and improves the realtime

and reliability of the system.

At present, the main and auxiliary data distribution

technology based on NASPIC

platform has been successfully applied to

many projects, such as engineering test reactor,

Xiapu fast reactor, ACP100 small reactor,

and has received good engineering

application results.

Comparative study of data

transmission methods with other

platforms

At present, the commonly used security

level DCS platforms in domestic nuclear

power plants mainly include MELTAC-N

platform plus of Mitsubishi Company, TXS

platform of Siemens, TRICON platform of

Invensys and Common Q platform of Westinghouse

Company [2].

By investigating the above security level

DCS platform architecture and data transmission

mode, the main data and the auxiliary

data of alarm display, periodic test

and other functions for the implementation

of shutdown protection and dedicated

safety facilities drive function are all processed

in the same processor. Compared

with the digital nuclear security level DCS

61


Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform VGB PowerTech 11 l 2019

based on NASPIC platform, the other security

level platforms mentioned above do

not have TU transmission stations, which

will reduce the number of cabinets, but

there is a risk that the load of the main processor

is large and the response time is relatively

long.

Conclusions

Through the in-depth analysis and research

of the security level DCS architecture,

the data transmission mode of the

main and auxiliary data shunting is proposed,

which gives priority to ensuring the

safe and reliable processing and transmission

of the main data directly related to the

security function. The distribution of auxiliary

function data in TU station effectively

reduces the load of main function data

transmission channels, improves the realtime

and reliability of the system, and ensures

the safe and reliable operation of nuclear

power plant. The distribution technology

of main and auxiliary data has been

successfully applied to many projects, and

has achieved good engineering application

results.

References

[1] Zhang Rui, Peng Huaqing. Digital reactor

control system research [J]. Nuclear Power

Engineering, 2002 (5): 86-88.

[2] Liu Yue, Ding Changfu. Analysis and research

of DCS security level instrumentation platform

[J]. Automation Expo, 2012 (1): 48-

52. l

VGB-Standard

Structural Design of Cooling Towers

VGB Standard on the Structural Design, Calculation, Engineering

and Construction of Cooling Towers

Edition 2019VGB-S-610-00-2019-10-EN (English edition)

VGB-S-610-00-2019-10-DE (German edition)

eBook (PDF)/print DIN A4, 86 pa ges,

ISBN: 978-3-96284-145-4 (print), ISBN: 978-3-96284-146-1 (eBook)

Pri ce for VGB mem bers € 180.–,

for non mem bers € 270.–, + VAT, ship ping and hand ling.

eBook (PDF)/Druckfassung DIN A4, 86 Seiten,

ISBN: 978-3-96284-143-0 (print), ISBN: 978-3-96284-144-7 (eBook)

Preis für VGB-Mit glie der € 180,–,

für Nicht mit glie der € 270,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

VGB-Standard

Structural Design of

Cooling Towers

VGB-Standard on the Structural Design,

Calculation, Engineering and Construction

of Cooling Towers

(formerly VGB-R 610e)

VGB-S-610-00-2019-10-DE

Summary

This VGB Standard VGB-S-610, “Structural Design of Cooling Towers” constitutes the joint basis – together with VGB-R 135e,

“Planning of Cooling Towers”, and VGB-R 612e, “Protection Measures on Reinforced Concrete Cooling Towers and Chimneys

against Operational and Environmental Impacts” – for the civil engineering-related planning including design, construction and

approval as well as for the construction of cooling tower facilities built from reinforced concrete. It is based on more than 50 years

of experience in the construction of cooling towers gained by plant and structural design engineers, by construction companies,

accredited review engineers and owners. In addition, Guideline VGB-R 613e, “Code of Practice for Life Cycle Management of