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<br />
<strong>11</strong> <strong>2019</strong><br />
Focus<br />
• Operation:<br />
legal & technology<br />
Acid conductivity monitoring –<br />
No more resin change<br />
Openness to<br />
technology as<br />
a legal principle<br />
Pumped hydro<br />
storage as enabler<br />
of energy transition<br />
AMI CACE<br />
Conductivity After Cation Exchange (CACE)<br />
has never been easier to measure than with<br />
the new EDI technology for cation removal<br />
from the sample<br />
Swan Analytische Instrumente AG<br />
CH-8340 Hinwil ∙ www.swan.ch<br />
swan@swan.ch<br />
Metal based<br />
latent heat storages<br />
100 years <strong>VGB</strong><br />
Series – A journey<br />
through history<br />
– the 2000s<br />
Water Steam Cycle<br />
Publication of <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />
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ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition
SAVE THE DATE<br />
<strong>VGB</strong> CONGRESS 2020<br />
100 YEARS <strong>VGB</strong><br />
ESSEN, GERMANY<br />
9 AND 10 SEPTEMBER 2020<br />
l Recent and interesting information on energy supply.<br />
l 100 years of <strong>VGB</strong>. Future challenges and their solutions.<br />
l You too can benefit from expertise and exchange with the community.<br />
Further information:<br />
www.vgb.org/en/kongress_2020.html<br />
Photos ©: Grand Hall<br />
Information on participation: Ines Moors<br />
Phone: +49 201 8128-274 E-mail: vgb-congress@vgb.org<br />
Information on the exhibition: Angela Langen<br />
Phone: +49 201 8128-310 E-mail: angela.langen@vgb.org
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Editorial<br />
The Green Deal of the new EU Commission<br />
A further great challenge for power generation<br />
Ladies and Gentlemen,<br />
On <strong>11</strong> December <strong>2019</strong>, the<br />
European Commission presented<br />
the “European Green<br />
Deal “*, a roadmap to make<br />
the Community economy<br />
sustainable. The challenges<br />
of climate and environmental<br />
protection are to be shaped<br />
as opportunities for all policy<br />
areas and the transition is<br />
to be fair and shaped jointly<br />
with all those involved. EU<br />
President Ursula von der Leyen<br />
accompanied the publication<br />
with the words: “The European Green Deal is our new<br />
growth strategy – for growth that gives us more back than it<br />
takes away ...”. EU Vice-President Frans Timmermanns noticed:<br />
“We are in a climate and environmental emergency.<br />
The European Green Deal is an opportunity to improve the<br />
health and well-being of our people by transforming our economic<br />
model....”.<br />
The Green Deal presented includes a roadmap with measures<br />
to promote the efficient use of resources. The future economy<br />
is to be transformed into a clean and circular-oriented system,<br />
climate change is to be halted, biodiversity preserved<br />
and pollution reduced. It is also essential that the roadmap<br />
and subsequent measures cover all economic sectors, namely<br />
transport, energy, agriculture and buildings, as well as the<br />
steel, cement, information and telecommunications sectors,<br />
the textile and chemical industries.<br />
Key points concerning the energy/electricity sector in the 24-<br />
page document can be summarised as follows:<br />
––<br />
Timeline<br />
The Commission will propose a European climate<br />
law in March 2020 to incorporate the climate neutrality<br />
target for 2050 into Community legislation.<br />
By summer 2020, the EU will present an impact assessment<br />
to revise the greenhouse gas reduction target for 2030 (50<br />
to 55 %).<br />
––<br />
EU climate target and emissions trading system<br />
The Commission will propose a revision of the EU Energy<br />
Tax Directive. It will focus on environmental aspects and<br />
allow the European Parliament and the Council to adopt<br />
proposals in this area by qualified majority rather than unanimity<br />
under the ordinary legislative procedure.<br />
––<br />
National Energy and Climate Plans (NECPs)<br />
Member States will present their revised energy and climate<br />
plans by the end of <strong>2019</strong>. The Commission will assess<br />
the objectives of the plans and the need for additional<br />
measures if the level of the objectives is insufficient. This<br />
will feed into the process of increasing the climate targets<br />
for 2030, for which the Commission will review the relevant<br />
legislation by June 2021 and revise it if necessary.<br />
––<br />
Energy efficiency and smart market integration<br />
Priority will be given to energy efficiency. The European energy<br />
market should be fully integrated, networked and digitised,<br />
while maintaining technological neutrality. Decarbonised<br />
gases are to be increasingly used in the gas sector.<br />
––<br />
Transport<br />
Achieving climate neutrality requires a 90% reduction in<br />
transport emissions by 2050. In 2020, the Commission<br />
will adopt a strategy for sustainable and intelligent mobility<br />
that meets this challenge and addresses all sources of<br />
emissions. The development of electromobility, including<br />
the necessary infrastructure, will be important.<br />
––<br />
Financing and innovation<br />
The Commission proposes a target of 25% of the EU budget<br />
for climate action and will present a European Sustainable<br />
Investment Plan to mobilise up to €1,000 billion over the<br />
next 10 years. Innovations for climate action under Horizon<br />
Europe will account for 35% of the budget.<br />
Following the “World Energy Outlook” with its scenarios for<br />
global energy supply summarised and commented on here in<br />
the last editorial, the EU Commission is currently positioning<br />
itself even more ambitiously for the EU states on climate<br />
and environmental issues as well as energy supply. From the<br />
roadmap it can be generally seen that from earlier considerations<br />
on climate and environmental issues and a fixation<br />
solely on the energy sector, often only electricity generation,<br />
this is seen as a comprehensive social challenge. For the implementation<br />
of the goals, it remains the case that the technological<br />
component will remain the decisive factor in the<br />
implementation. Whether with higher efficiency and better<br />
environmental protection of existing technologies or even<br />
completely new technologies is not yet answered. There is<br />
unlikely to be one solution. Many individual solutions as a<br />
whole are more likely and technology neutrality in development<br />
and application as well as respect for and consideration<br />
of aspects of energy supply security and social components<br />
should not give way to daily guiding principles.<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Editor in Chief, <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Essen, Germany<br />
* The European Green Deal: https://ec.europa.eu/info/sites/info/files/<br />
european-green-deal-communication_en.pdf<br />
https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_19_6691<br />
1
Editorial <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Der Green Deal der neuen EU-Kommission<br />
Eine weiter große Herausforderung für die Stromerzeugung<br />
Sehr geehrte Damen,<br />
sehr geehrte Herren,<br />
am <strong>11</strong>. Dezember <strong>2019</strong> präsentiere<br />
die Europäische Kommission<br />
den „European Green<br />
Deal“*, eine Roadmap, um die<br />
Wirtschaft der Gemeinschaft<br />
nachhaltig zu gestalten. Die<br />
Herausforderungen des Klimaund<br />
Umweltschutzes sollen als<br />
Chancen für alle Politikbereiche<br />
ausgestaltet und der Übergang<br />
gerecht und gemeinsam<br />
mit allen Beteiligten gestaltet<br />
werden. EU-Präsidentin Ursula<br />
von der Leyen begleitete die<br />
Veröffentlichung mit den Worten: „Der European Green Deal ist<br />
unsere neue Wachstumsstrategie – für ein Wachstum, das uns<br />
mehr bringt, als es uns kostet ...“. EU-Vizepräsident Frans Timmermanns<br />
hob hervor: „Wir befinden uns in einem Klima- und<br />
Umweltnotstand. Mit dem European Green Deal können wir zu<br />
Gesundheit und Wohlergehen unserer Bürgerinnen und Bürger<br />
beitragen, indem wir unser Wirtschaftsmodell von Grund auf<br />
verändern ...“.<br />
Der vorgelegte Green Deal beinhaltet eine Roadmap mit Maßnahmen,<br />
um den effizienten Umgang mit Ressourcen zu fördern.<br />
Die zukünftige Wirtschaft soll sich zu einem sauberen und<br />
kreislauforientierten System wandeln, der Klimawandel soll<br />
aufgehalten, Biodiversität erhalten und Schadstoffbelastung<br />
reduziert werden. Wesentlich ist auch, dass sich Roadmap und<br />
folgende Maßnahmen auf alle Wirtschaftsbereiche erstrecken,<br />
namentlich Verkehr, Energie, Landwirtschaft und Gebäude sowie<br />
Stahl-, Zement-, Informations- und Telekommunikationssektor,<br />
Textil- und Chemieindustrie.<br />
Wesentliche den Energie-/Stromsektor betreffende Punkte des<br />
24-seitigen Dokumentes lassen sich wie folgt stichpunktartig<br />
zusammen fassen.<br />
––<br />
Zeitachse<br />
Die Kommission wird im März 2020 ein europäisches Klimagesetz<br />
vorschlagen, um das Ziel der Klimaneutralität für<br />
2050 in die Gesetzgebung der Gemeinschaft aufzunehmen.<br />
Bis zum Sommer 2020 wird die EU eine Folgenabschätzung<br />
zur Überarbeitung des Treibhausgasreduktionsziels 2030 (50<br />
bis 55 %) vorlegen.<br />
––<br />
Klimaziel der EU und Emission Trading System<br />
Die Kommission wird eine Überarbeitung der EU-Energiesteuerrichtlinie<br />
vorschlagen. Diese soll sich an Umweltaspekten<br />
orientieren und es dem Europäischen Parlament und dem<br />
Rat ermöglichen, Vorschläge in diesem Bereich im Rahmen<br />
des ordentlichen Gesetzgebungsverfahrens mit qualifizierter<br />
Mehrheit und nicht mit Einstimmigkeit anzunehmen.<br />
––<br />
National Energy and Climate Plans (NECPs)<br />
Die Mitgliedstaaten werden ihre überarbeiteten Energie- und<br />
Klimapläne bis Ende <strong>2019</strong> vorlegen. Die Kommission wird die<br />
Ziele der Pläne und die Notwendigkeit zusätzlicher Maßnahmen<br />
bewerten, wenn das Niveau der Ziele nicht ausreichend<br />
ist. Dies wird in den Prozess der Erhöhung der Klimaziele für<br />
2030 einfließen, für den die Kommission die einschlägigen<br />
Vorschriften bis Juni 2021 überprüfen und gegebenenfalls<br />
überarbeiten wird.<br />
––<br />
Energieeffizienz und smarte Marktintegration<br />
Der Energieeffizienz wird Vorrang eingeräumt. Der europäische<br />
Energiemarkt soll unter Wahrung der technologischen<br />
Neutralität vollständig integriert, vernetzt und digitalisiert<br />
wird. Dekarbonisierte Gase sollen zunehmend im Gassektor<br />
Einsatz finden.<br />
––<br />
Transport<br />
Um Klimaneutralität zu erreichen, ist eine Reduzierung der<br />
Verkehrsemissionen um 90 % bis 2050 erforderlich. Die Kommission<br />
wird 2020 eine Strategie für eine nachhaltige und intelligente<br />
Mobilität verabschieden, die sich dieser Herausforderung<br />
stellt und alle Emissionsquellen angeht. Dem Ausbau<br />
von Elektromobilität einschließlich der erforderlichen Infrastruktur<br />
kommt dabei große Bedeutung zu.<br />
––<br />
Finanzierung und Innovation<br />
Die Kommission schlägt das Ziel eines Anteils von 25 % des<br />
EU-Haushaltes für Klimaschutzmaßnahmen vor und wird<br />
einen Europäischen Plan für nachhaltige Investitionen vorlegen,<br />
der in den kommenden 10 Jahren bis zu 1.000 Milliarden<br />
Euro mobilisieren soll. Innovationen für Klimaschutzmaßnahmen<br />
im Rahmen von Horizon Europe sollen 35 % des<br />
Budgets umfassen.<br />
Nach dem im letzten Editorial an dieser Stelle zusammen gefassten<br />
und kommentierten „World Energy Outlook“ mit seinen<br />
Szenarien für die Energieversorgung weltweit, positioniert sich<br />
die EU-Kommission zu Klima- und Umweltfragen sowie der<br />
Energieversorgung aktuell noch weiter ambitioniert für die<br />
EU-Staaten. Aus der Roadmap ist grundsätzlich zu entnehmen,<br />
dass aus früheren Betrachtungen bei Klima- und Umweltfragen<br />
und einer Fixierung allein auf den Energiesektor, häufig auch<br />
nur die Stromerzeugung, diese als umfassende gesellschaftliche<br />
Herausforderung gesehen wird. Für die Umsetzung der<br />
Ziele bleibt es dabei, dass in der Umsetzung die technologische<br />
Komponente weiterhin die entscheidende bleiben wird. Ob mit<br />
höherer Effizienz und besserer Umweltschonung bestehender<br />
Technologien oder auch ganz neuen Technologien wird aktuell<br />
noch nicht beantwortet. Die eine Lösung wird es wohl nicht<br />
geben. Viele Einzellösungen als Ganzes sind wahrscheinlicher<br />
und Technologieneutralität bei Entwicklung und Anwendung<br />
sowie Achtung als auch Beachtung von Aspekten der Energieversorgungssicherheit<br />
und sozialer Komponenten sollten nicht<br />
tagesaktuellen Leitsätzen weichen.<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Chefredakteur <strong>VGB</strong> PowerTech, Esssen, Deutschland<br />
* The European Green Deal: https://ec.europa.eu/info/sites/info/files/<br />
european-green-deal-communication_en.pdf<br />
https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_19_6691<br />
2
Die Ferraro Group,<br />
ein nachhaltiger und kompetenter Dienstleister,<br />
Projektentwickler und Finanzpartner<br />
Die Ferraro Group ist eines der größten Industriedemontage-<br />
und Recycling-Unternehmen in Deutschland<br />
und steht derzeit auf Platz 30 der weltweiten<br />
Rangliste.<br />
Im Mittelpunkt der Firmentätigkeit stehen aber nicht<br />
nur Rückbau und Recycling mit Reststoffverwertung,<br />
sondern gleichermaßen Projektentwicklung,<br />
Rekultivierung, Planung und Finanzierung.<br />
Im Industriebereich sind derzeit verschiedene Großprojekte<br />
in Bearbeitung, wie z.B.<br />
- Stadtteilentwicklung Duisburg RheinOrt gemeinsam<br />
mit ArcelorMittal und der Stadt Duisburg<br />
- Projektentwicklung und Rückbau der Maxhütte in<br />
Sulzbach-Rosenberg<br />
- Rückbau des Presswerkes von Opel in Bochum,<br />
größte Abrissbaustelle in Deutschland<br />
Projekte aus dem Rückbau von Kohle- und Kernkraftwerken<br />
ergänzen das Projektportfolio und umfassen<br />
das gesamte Angebotsspektrum, vom Rückbau bis<br />
hin zur Flächenentwicklung und Finanzierung. Entsprechende<br />
Zertifizierungen stehen zur Verfügung.<br />
Bis zum Rückbau der Kraftwerksanlage müssen<br />
schon im Vorfeld Brandschutzmaßnahmen vor<br />
Allem an den Kühltürmen durchgeführt werden.<br />
Diese Arbeiten wurden an den Kühltürmen des<br />
Steag-Kraftwerkes in Lünen ausgeführt. Des Weiteren<br />
werden zukünftig auch der Rückbau und das Recycling<br />
bei Windkraftanlagen zum Aufgabenbereich<br />
zählen.<br />
Die Ferraro Group bietet ein Rund um Sorglos-Paket<br />
für den Kunden an.<br />
Die Ferraro Group kauft den kompletten Standort<br />
mit den aufstehenden industriellen Einrichtungen,<br />
um dann nach dem Rückbau und der Sanierung, die<br />
freiwerdende Fläche zu entwickeln und zu vermarkten.<br />
Auch hier werden verschiedene partnerschaftliche<br />
Modelle angeboten.<br />
Wenn Sie sich genauer informieren wollen, dann gehen<br />
Sie auf die Homepage:<br />
www.ferraro-group.de<br />
Wir würden uns freuen, wenn Sie mit uns Kontakt aufnehmen<br />
würden.<br />
Ferraro Group<br />
Biedersbergweg 99<br />
66538 Neunkirchen<br />
Tel.: 06821 864461<br />
Mobil: +49 171 220 8056<br />
j.weiersbach@ferraro-group.de<br />
mail@ferraro-group.de
Contents <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Acid conductivity monitoring – No more resin change<br />
SWAN has reinvented Conductivity measurement<br />
After Cation Exchange (CACE).<br />
The AMI CACE continuously measures conductivity before and<br />
after cation exchange without the need to change resin columns<br />
every month and replace or regenerate resin.<br />
An EDI module is removing the cations from the sample in the<br />
same way the conventional resin used to do.<br />
The monitor AMI CACE is a key component in controlling<br />
water steam cycle chemistry. Its new EDI technology is significantly<br />
reducing maintenance cost and the environmental impact,<br />
saving resin and regeneration chemicals.<br />
• Continuous monitoring of sample flow to validate results<br />
• No resin replacement<br />
• Marginal maintenance<br />
• Uninterrupted data availability<br />
• Self-surveillance of integrated data<br />
International Journal for Generation<br />
and Storage of Electricity and Heat <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
The Green Deal of the new EU Commission<br />
Der Green Deal der neuen EU-Kommission<br />
Christopher Weßelmann 1<br />
Abstracts/Kurzfassungen6<br />
Members‘ News 8<br />
Industry News 27<br />
Events in brief 31<br />
The principle of openness to technology as a legal principle –<br />
A concept for the non-discriminatory promotion of CO 2 -free<br />
technologies and fuels<br />
Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip<br />
Ein Konzept zur diskriminierungsfreien Förderung<br />
von CO 2 -freien Techniken und Kraftstoffen<br />
Hans-Peter Schwintowski 34<br />
Pumped hydro storage as enabler of energy transition<br />
Pumpspeicherkraftwerke als Baustein der Energiewende<br />
Peter Bauhofer and Michael Zoglauer 40<br />
Metal based latent heat storages to flexibilize industrial<br />
cogeneration plants<br />
Metallische Latentwärmespeicher zur Flexibilisierung<br />
industrieller Heizkraftwerke<br />
Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel Hummel,<br />
Dirk Behrens, Karsten Riedl, Gerhard Wolf<br />
and Shashank Deepak Prabhu 48<br />
Oil analyses as part of the condition monitoring<br />
for gas turbines<br />
Ölanalysen als Bestandteil der Zustandsüberwachung<br />
von Gasturbinen<br />
Stefan Mitterer 55<br />
Digital nuclear security level for DCS main and<br />
auxiliary data distribution based on NASPIC platform<br />
Sicherheit des DCS für nukleare Anwendungen –<br />
Haupt- und Nebendatenverteilung auf Basis der NASPIC-Plattform<br />
Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming, Zhang Zipeng and Zhang Yu 59<br />
Experimental study on sub-cooled boiling of natural<br />
circulation in narrow rectangular channels<br />
Experimentelle Studie zum unterkühlten Sieden<br />
bei Naturkonvektion in engen rechteckigen Kanälen<br />
Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi and Huang Yanping 63<br />
4
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Contents<br />
For more information please e-mail us at sales@swan.ch<br />
or visit our homepage www.swan.ch<br />
SWAN ANALYTICAL<br />
INSTRUMENTS AG<br />
CH-8340 Hinwil, Switzerland<br />
E-mail: sales@swan.ch<br />
www.swan.ch<br />
100 Years <strong>VGB</strong>: Towards a European strategy<br />
for the security of energy supply<br />
100 Jahre <strong>VGB</strong>: Gesicherte Energieversorgung –<br />
auf dem Weg zu einer europäischen Strategie<br />
P. de Sampaio Nuñes 71<br />
100 Years <strong>VGB</strong>: EURELECTRIC´s View on R&D needs<br />
100 Jahre <strong>VGB</strong>: F&E-Erfordernisse aus der Sicht von EURELECTRIC<br />
Jacqueline Stubbe 74<br />
100 Years <strong>VGB</strong>: Pumped storage plants in a new framework –<br />
challenges and consequences<br />
100 Jahre <strong>VGB</strong>: Pumpspeicherkraftwerke unter geänderten<br />
Rahmenbedingungen – Herausforderungen und Konsequenzen<br />
Dominik Godde and Josef F. Ciesiolka 78<br />
100 Years <strong>VGB</strong>: 50 years of KWS PowerTech Training Center –<br />
Way stations –<br />
100 Jahre <strong>VGB</strong>: 50 Jahre KWS E.V. – Stationen auf dem Weg<br />
Uwe Möller, Karl A. Theis and Heinrich Nacke 84<br />
Operating results 91<br />
<strong>VGB</strong> News 92<br />
People93<br />
Inserentenverzeichnis94<br />
Events95<br />
Imprint96<br />
Preview <strong>VGB</strong> PowerTech 12|<strong>2019</strong> 96<br />
Annual Index 2018: The Annual Index 2018, as also of previous<br />
volumes, are available for free download at<br />
https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />
Jahresinhaltsverzeichnis 2018: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2018<br />
der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser<br />
Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:<br />
https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />
5
Abstracts <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
The principle of openness to technology as<br />
a legal principle – A concept for the nondiscriminatory<br />
promotion of CO 2 -free<br />
technologies and fuels<br />
Hans-Peter Schwintowski<br />
The targets for the Federal Republic of Germany<br />
set out in the Climate Protection Plan<br />
2050 are binding. These are therefore legal<br />
principles. It is therefore the task of the law to<br />
enforce these commitments and to review them<br />
for their appropriateness in individual cases. It<br />
is fundamental that the judiciary in the interaction<br />
between the executive and legislative<br />
branches has an important task, namely that of<br />
reviewing, monitoring the fairness of the facts<br />
and enforcing basic principles which are binding<br />
on constitutional states under international<br />
law. This means that the principle of openness<br />
to technology as a legal principle ensures the<br />
functionality of the rule of law by making the<br />
attainment of international legal objectives.<br />
Pumped hydro storage as enabler<br />
of energy transition<br />
Peter Bauhofer and Michael Zoglauer<br />
The strategic targets of the European Climate<br />
nd Energy Package (CEP) will cause a substantial<br />
decarbonisation of the energy system<br />
within the coming 30 years. Electricity is about<br />
to become the dominating energy source. In an<br />
overall context, the highly intermittent sources<br />
wind power and photovoltaics will substitute<br />
generation from coal and nuclear power plants<br />
to a significant extent, while gas generation capacities<br />
and CHP (fossil and biomass) remain<br />
an essential complement. This ambitious target<br />
will result in an enormous dynamisation of the<br />
Austrian system and an increase of flexibility<br />
demand in all time frames. The given analysis<br />
responds to the following questions: How do<br />
Austria’s residual load parameters develop under<br />
extreme shares of intermittent renewable<br />
energy sources? Can decentralised storage contribute<br />
to system stability? How does the system<br />
benefit from hydropower?<br />
Metal based latent heat storages to<br />
flexibilize industrial cogeneration plants<br />
Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel<br />
Hummel, Dirk Behrens, Karsten Riedl, Gerhard<br />
Wolf and Shashank Deepak Prabhu<br />
Latent high power storage with metallic<br />
phasechange materials are capable of providing<br />
process steam at different temperature and<br />
pressure levels with the simplest system components.<br />
The storage bridges the time between<br />
power plant shut down and start-up of the auxiliary<br />
boiler. The permanent minimum load operation<br />
becomes obsolete, fuel is saved and the<br />
CHP decoupling is successively increased. The<br />
storage concept presented here is not only technically<br />
but also economically competitive, even<br />
if the price for the metal alloy used can be many<br />
times higher than for comparable salts.<br />
Oil analyses as part of the condition<br />
monitoring for gas turbines<br />
Stefan Mitterer<br />
Modern turbine oils have to meet various requirements<br />
in order to remain in use for many<br />
years. However, oils age and absorb dust, water<br />
and air from the environment. This also<br />
changes their performance. If the oil no longer<br />
performs its tasks adequately, machine damage<br />
and breakdowns can occur and high costs can<br />
result from repairs and unscheduled machine<br />
downtimes. Regular oil analyses are an effective<br />
tool for reliably monitoring the condition<br />
of the gas turbine and the lubricant used. The<br />
most important test methods consider essential<br />
parameters that have a major influence on the<br />
operating time of an oil. These include air separation<br />
capacity, foaming behaviour, viscosity<br />
and additive degradation.<br />
Digital nuclear security level for DCS main<br />
and auxiliary data distribution based on<br />
NASPIC platform<br />
Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming,<br />
Zhang Zipeng and Zhang Yu<br />
The digital security level DCS system is called<br />
“nerve center” of nuclear power plant, which<br />
requires high safety and reliability. In this system,<br />
the data involved in the implementation<br />
of shutdown protection and safety facility drive<br />
functions are important information, which<br />
need to be prioritised directly related to reactor<br />
safety. In this paper, through in-depth study<br />
of the structure of security level DCS, the idea<br />
of main and auxiliary data distribution is put<br />
forward. Priority is given to ensuring the safe<br />
and reliable processing and transmission of the<br />
main data directly related to the security function,<br />
so as to improve the security and reliability<br />
of digital security level DCS, which is conducive<br />
to ensuring the safe and reliable operation of<br />
nuclear power plants.<br />
Experimental study on sub-cooled boiling<br />
of natural circulation in narrow rectangular<br />
channels<br />
Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi<br />
and Huang Yanping<br />
Sub-cooled boiling of natural circulation has<br />
been experimentally investigated based on a<br />
natural circulation device with narrow rectangular<br />
channels. The results show that the heat<br />
transfer coefficient of sub-cooled boiling increases<br />
with the increasing of heating power<br />
and decreases with the increasing of inlet subcooling<br />
and size of narrow rectangular channels.<br />
The heat transfer process of sub-cooled<br />
boiling is mainly affected by the generation<br />
and departure of bubbles, accompanied with<br />
flow oscillation. It is discovered that there are<br />
3 stages of subcooled boiling in the narrow rectangular<br />
channels. Finally, an empirical correlation<br />
has been proposed for the heat transfer<br />
coefficient of natural circulation sub-cooled<br />
boiling in narrow rectangular channels, based<br />
on dimensionless analysis method and the errors<br />
fall in the range of ±15 %.<br />
100 Years <strong>VGB</strong>: Towards a European strategy<br />
for the security of energy supply<br />
P. de Sampaio Nuñes<br />
The liberalisation of markets, cross-border<br />
trading, the application of clean and renewable<br />
technologies, reducing emissions from power<br />
stations, improving energy efficiency: the electricity<br />
industry’s responsibilities go far beyond<br />
mere power supply to consumers. As we look<br />
forward to a European strategy for the security<br />
of energy supply, it is confident that the electricity<br />
industry will continue to carry out its task<br />
in a reliable and mature manner. In this way,<br />
electricity provision will continue to increase<br />
its importance in Europe’s energy supply, and<br />
the electricity industry will be a vital and valued<br />
player in a future strategy for a secure and<br />
sustainable energy supply.<br />
100 Years <strong>VGB</strong>: EURELECTRIC´s View on<br />
R&D needs<br />
Jacqueline Stubbe<br />
In the rapidly evolving context of liberalisation<br />
and more stringent environmental regulations,<br />
the WG R&D of EURELECTRIC has concentrated<br />
its efforts on evaluating R&D needs and<br />
its organisation in order to meet the new challenges<br />
coming in the next decades. The results<br />
are presented.<br />
100 Years <strong>VGB</strong>: Pumped storage plants in a<br />
new framework – challenges and<br />
consequences<br />
Dominik Godde and Josef F. Ciesiolka<br />
Originally designed exclusively for peak load<br />
covering, pumped storage plants are now<br />
faced with new challenges brought about by<br />
the deregulation of the electricity market and<br />
the substantial growth of wind power capacity.<br />
Today’s pumped storage plants are started<br />
more frequently and often for shorter periods of<br />
time. The grid controlling tasks have increased<br />
the importance of the role played by this type<br />
of power plant and improved sales considerably.<br />
But the operational demands have grown substantially<br />
as well. This paper discusses the ensuing<br />
adaptation of power plant operation as well<br />
as options available to power plant operators.<br />
100 Years <strong>VGB</strong>: 50 years of KWS PowerTech<br />
Training Center – Way stations –<br />
Uwe Möller, Karl A. Theis and Heinrich Nacke<br />
On 10 th April 1957 the working group “Kraftwerksmeisterausbildung“<br />
started its activities in<br />
Essen which can now be considered as the date<br />
of birth of KRAFTWERKSSCHULE E.V. During<br />
the last 50 years KRAFTWERKSSCHULE E.V.<br />
turned into an efficient training center for the<br />
whole industry. The know-how in highly qualified<br />
training and advanced training can now be<br />
offered worldwide, thanks to state-of-the-art<br />
technology and simulators.<br />
6
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Kurzfassungen<br />
Der Grundsatz der Technologieoffenheit<br />
als Rechtsprinzip<br />
Der Grundsatz der Technologieoffenheit<br />
als Rechtsprinzip Ein Konzept zur<br />
diskriminierungsfreien Förderung von<br />
CO 2 -freien Techniken und Kraftstoffen<br />
Hans-Peter Schwintowski<br />
Die im Klimaschutzplan 2050 festgelegten Ziele<br />
für die Bundesrepublik Deutschland sind verbindlich.<br />
Es handelt sich also um Rechtsprinzipien.<br />
Dem Recht kommt somit die Aufgabe zu,<br />
diese Bindungen durchzusetzen und auf Sachgerechtigkeit<br />
im Einzelfall zu überprüfen. Diese<br />
Erkenntnis ist grundlegend. Sie zeigt, dass die<br />
Judikative im Zusammenspiel zwischen Exekutive<br />
und Legislative eine wichtige Aufgabe,<br />
nämlich die der Überprüfung, der Sachgerechtigkeitskontrolle<br />
und der Durchsetzung von<br />
Grundprinzipien hat, die sich Rechtsstaaten<br />
völkerrechtlich verbindlich geben. Das bedeutet,<br />
der Grundsatz der Technologieoffenheit als<br />
Rechtsprinzip sorgt für die Funktionalität des<br />
Rechtsstaates indem die Erreichung der völkerrechtlichen<br />
Ziele, etwa aus dem Pariser Klimaschutzabkommen<br />
2015, Gegenstand des Rechtes<br />
und damit auch der Rechtsprechung werden.<br />
Pumpspeicherkraftwerke als Baustein der<br />
Energiewende<br />
Peter Bauhofer und Michael Zoglauer<br />
Die strategischen Ziele des Europäischen Klimaund<br />
Energiepakets (CEP) werden in den kommenden<br />
30 Jahren zu einer erheblichen Dekarbonisierung<br />
des Energiesystems führen. Strom<br />
wird sich zur dominierenden Energiequelle entwickeln.<br />
Insgesamt werden die hoch intermittierenden<br />
Quellen Windkraft und Photovoltaik<br />
die Erzeugung aus Kohle- und Kernkraftwerken<br />
in erheblichem Umfang ersetzen, während Gaserzeugungskapazitäten<br />
und KWK (fossil und<br />
Biomasse) als wesentliche Ergänzung bestehen<br />
bleiben. Der Wandel erfolgt auf allen Stufen der<br />
Wertschöpfungskette, gleichzeitig. Die ehrgeizigen<br />
Ziele werden zu einer enormen Dynamik<br />
des österreichischen Stromversorgungssystems<br />
und einer Erhöhung des Flexibilitätsbedarfs in<br />
allen Zeiträumen führen. Die vorliegende Analyse<br />
beantwortet folgende Fragen: Wie entwickeln<br />
sich die österreichischen Residuallastparameter<br />
unter sehr hohen Anteilen an intermittierender<br />
erneuerbaren Anteilen? Können dezentrale<br />
Speicher zur Systemstabilität beitragen? Wie<br />
profitiert das System von der Wasserkraft?<br />
Metallische Latentwärmespeicher zur<br />
Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke<br />
Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel<br />
Hummel, Dirk Behrens, Karsten Riedl, Gerhard<br />
Wolf und Shashank Deepak Prabhu<br />
Hochleistungswärmespeicher mit metallischen<br />
Phasenwechselmaterialien sind in der Lage,<br />
Prozessdampf auf verschiedenen Temperaturund<br />
Druckniveaus mit einfachsten Systemkomponenten<br />
bereitzustellen. Der Speicher kann<br />
die Zeit zwischen Abfahrt des Kraftwerks und<br />
der Anfahrt des Besicherungskessels überbrücken.<br />
Der permanente Mindestlastbetrieb des<br />
Besicherungskessels wird überflüssig und wertvoller<br />
fossiler Brennstoff eingespart. Das vorgestellte<br />
Speicherkonzept ist nicht nur technisch,<br />
sondern auch wirtschaftlich wettbewerbsfähig,<br />
auch wenn der Preis für die eingesetzte Metalllegierung<br />
um ein Vielfaches höher sein kann als<br />
für vergleichbare Salze.<br />
Ölanalysen als Bestandteil der<br />
Zustandsüberwachung von Gasturbinen<br />
Stefan Mitterer<br />
Moderne Turbinenöle müssen diverse Anforderungen<br />
erfüllen, um über viele Jahre im Einsatz<br />
bleiben zu können. Die wichtigsten Prüfverfahren<br />
betrachten wesentliche Parameter, die einen<br />
großen Einfluss auf die Einsatzzeit eines Öls haben.<br />
Hierzu zählen u. a. das Luftabscheidevermögen,<br />
das Schaumverhalten, die Viskosität<br />
und der Additivabbau.<br />
Sicherheit des DCS für nukleare<br />
Anwendungen – Haupt- und<br />
Nebendatenverteilung auf Basis<br />
der NASPIC-Plattform<br />
Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming,<br />
Zhang Zipeng und Zhang Yu<br />
Für die Sicherheit von Kernkraftwerken besitzt<br />
das digitale Leit- und Sicherheitssystem (DCS)<br />
eine hohe Bedeutung – hohe Zuverlässigkeit<br />
und höchstes Sicherheitsniveau sind grundlegend.<br />
Für dieses System sind die Daten, die bei<br />
der Umsetzung von Anlagen- und Reaktorschutz<br />
genutzt werden, wichtige Informationen, die<br />
Priorität in direktem Zusammenhang mit der<br />
Reaktorsicherheit besitzen. In dieser Untersuchung<br />
wird durch eine eingehende Betrachtung<br />
der Struktur des DCS ein Modell der Haupt- und<br />
Nebendatenpriorisierung vorgestellt. Vorrangig<br />
wird der Gewährleistung einer sicheren und<br />
zuverlässigen Verarbeitung und Übermittlung<br />
der wichtigsten Daten, die in direktem Zusammenhang<br />
mit Sicherheitsfunktion stehen, eingeräumt,<br />
um Sicherheit und Zuverlässigkeit des<br />
DCS zu optimieren, Dies gewährleistet mit Blick<br />
auf diesen Teilaspekt einen zuverlässigen und<br />
sicheren Betrieb von Kernkraftwerken.<br />
Experimentelle Studie zum unterkühlten<br />
Sieden bei Naturkonvektion in engen<br />
rechteckigen Kanälen<br />
Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi<br />
und Huang Yanping<br />
Unterkühltes Sieden unter der Bedingung der<br />
Naturkonvektion wurde experimentell in einem<br />
Versuchsstand mit engen rechteckigen Kanälen<br />
untersucht. Wird die Heizleistung für den Wärmeübergang<br />
auf ein bestimmtes Niveau erhöht,<br />
können das Phänomen des unterkühlten Siedens<br />
sowie die Blasenbewegung über ein Sichtfenster<br />
beobachtet werden. Die Ergebnisse der Untersuchungen<br />
zeigen, dass der Wärmeübergangskoeffizient<br />
des unterkühlten Siedens mit zunehmender<br />
Heizleistung zunimmt und mit zunehmender<br />
Unterkühlung am Kanaleintritt und Größe<br />
der engen rechteckigen Kanäle abnimmt. Die<br />
Wärmeübertragung des unterkühlten Siedens<br />
wird hauptsächlich durch die Bildung und Abtrennung<br />
von Blasen beeinflusst, begleitet von<br />
Strömungsoszillationen. Beobachtet wurden 3<br />
Stufen des unterkühlten Siedens in engen rechteckigen<br />
Kanälen. Schließlich wurde eine empirische<br />
Korrelation für den Wärmeübergangskoeffizienten<br />
der natürlichen Konvektion in engen<br />
rechteckigen Kanälen ermittelt, basierend auf<br />
dimensionslosen Kennzahlen.<br />
100 Jahre <strong>VGB</strong>: Gesicherte<br />
Energieversorgung – auf dem Weg zu einer<br />
europäischen Strategie<br />
P. de Sampaio Nuñes<br />
Der Energie- und der Strommarkt sind eng mit<br />
politischen Ereignissen und Entscheidungen<br />
verknüpft.<br />
Unsere Möglichkeiten, die Herausforderungen<br />
der Energieversorgung anzunehmen, sind zumindest<br />
teilweise davon abhängig, wie wir die<br />
Umstrukturierung in der Gesellschaft und der<br />
Wirtschaft meistern. Diese Veränderungen werden<br />
im vorliegenden Beitrag mit Einblick in die<br />
Vorgehensweise der EU-Kommission im Hinblick<br />
auf diese Veränderungen angesprochen.<br />
100 Jahre <strong>VGB</strong>: F&E-Erfordernisse aus der<br />
Sicht von EURELECTRIC<br />
Jacqueline Stubbe<br />
Forschung und Entwicklung im Elektrizitätssektor<br />
werden weiterhin von entscheidender<br />
Bedeutung sein. Im Zuge der Liberalisierung<br />
sowie immer strikter werdender umweltrechtlicher<br />
Vorgaben hat die Eurelectric-Arbeitsgruppe<br />
„Forschung und Entwicklung“ ihren Schwerpunkt<br />
auf eine Ermittlung der tatsächlichen<br />
Bedürfnisse von Forschung und Entwicklung<br />
gelegt, um den neuen Anforderungen der kommenden<br />
Jahrzehnte adäquat gewachsen zu sein.<br />
Die Ergebnisse werden vorgestellt.<br />
100 Jahre <strong>VGB</strong>: Pumpspeicherkraftwerke<br />
unter geänderten Rahmenbedingungen –<br />
Herausforderungen und Konsequenzen<br />
Dominik Godde und Josef F. Ciesiolka<br />
Die ursprünglich für reinen Veredelungsbetrieb<br />
ausgelegten Pumpspeicherkraftwerke sehen<br />
sich aufgrund der Liberalisierung des Strommarktes<br />
und des starken Zubaus von Windenergieanlagen<br />
mit neuen Herausforderungen konfrontiert.<br />
Der Stellenwert dieses Anlagentyps<br />
innerhalb des Kraftwerksparks hat sich erhöht,<br />
die Beanspruchungen der Anlagen sind aber<br />
auch deutlich gestiegen. Der Beitrag diskutiert<br />
die sich ergebenden Anpassungen des Kraftwerkseinsatzes<br />
sowie Handlungsmöglichkeiten<br />
für den Kraftwerksbetreiber.<br />
100 Jahre <strong>VGB</strong>: 50 Jahre KWS E.V. –<br />
Stationen auf dem Weg<br />
Uwe Möller, Karl A. Theis und Heinrich Nacke<br />
Am 10. April 1957 nahm in Essen die Arbeitsgemeinschaft<br />
„Kraftwerksmeisterausbildung“ ihre<br />
Arbeit auf, was als Geburtsstunde der KRAFT-<br />
WERKSSCHULE E.V. betrachtet werden kann.<br />
In den jetzt 50 Jahren ihrer Arbeit und Entwicklung<br />
hat sich die KRAFTWERKSSCHULE E.V zu<br />
einem leistungsfähigen Ausbildungszentrum für<br />
die ganze Branche entwickelt. Ihr Know-how zur<br />
qualifizierten Aus- und Weiterbildung kann sie<br />
heute, auch dank modernster Technologie der<br />
verfügbaren Simulatoren, inzwischen quasi<br />
weltweit anbieten.<br />
7
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Members´ News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Members´<br />
News<br />
Alpiq: Zuverlässige<br />
Instandhaltung und störungsfreier<br />
Betrieb von Windparks<br />
(alpiq) Bis vor wenigen Jahren waren<br />
Windturbinenhersteller die einzigen Wartungsdienstleister<br />
für Windparks. Unabhängige<br />
Dienstleistungsanbieter wie Alpiq<br />
erobern den Markt erst nach und nach.<br />
Dank unseres persönlichen Supports, einer<br />
breiten Dienstleistungspalette und unserer<br />
gesammelten Erfahrung ermöglichen wir<br />
auch anderen Betreibern und Investoren<br />
wettbewerbsfähigere Preise und schaffen<br />
einen Mehrwert.<br />
Windparks sind das ganze Jahr rund um<br />
die Uhr der Witterung ausgesetzt. Neben<br />
technischen Störungen wird ihre Funktionsfähigkeit<br />
auch durch wetterbedingten<br />
Verschleiß beeinträchtigt. So brauchen<br />
etwa Rotorblätter regelmäßige Wartung,<br />
da sie Regen, Hagel, Eis und Blitzschlägen<br />
ausgesetzt sind. Selbst wenn sie nicht von<br />
Schäden oder Erosion betroffen sind, können<br />
Ablagerungen ihre aerodynamische<br />
Effizienz negativ beeinflussen. Laut Studien<br />
kann die Turbinenleistung aufgrund<br />
von Ablagerungen auf der Rotoroberfläche<br />
um bis zu 25 % sinken. Dieses Szenario<br />
lässt sich nur durch ständiges Anlagenmanagement<br />
und rechtzeitige Wartungsarbeiten<br />
verhindern.<br />
Wartung und Kontrolle für einen<br />
sichereren, produktiveren Betrieb<br />
Aus der Erfahrung als Windparkbetreiber<br />
mit einer installierten Gesamtleistung von<br />
328 MW aus neuen erneuerbaren Energien<br />
ist bekannt, dass ungeplante Instandhaltungsarbeiten<br />
und das Troubleshooting<br />
mindestens genauso wichtig sind wie regelmäßige<br />
Kontrollen und terminierte<br />
Wartungseinsätze. Seit 2017 können Kunden<br />
von Alpiq vom Know-how profitieren.<br />
Bevor Alpiq diese Dienstleistungen auf den<br />
Markt brachte, wurden sie ausgiebig im<br />
technischen Betrieb des Windparks Vetrocom<br />
getestet. Das Ergebnis: Die Betriebsbereitschaft<br />
des Windparks lag bei über 98 %<br />
im Monats- und Jahresdurchschnitt.<br />
Dieser Erfolg soll an die Kunden weitergeben<br />
werden und helfen, die Produktivität<br />
ihrer Windturbinen zu steigern. Um dies zu<br />
erreichen, sorgt Alpiq für minimale Stillstandzeiten<br />
und maximale Leistung der Rotorblätter.<br />
Das umfangreiche Dienstleistungsangebot<br />
für Windparkbetreiber umfasst<br />
eine 24/7-Fernüberwachung inklusive<br />
Rückstellung und Wiedereinschaltung,<br />
tägliches Reporting und Analysen, geplante<br />
Turbinen- und Schaltanlagenwartung, Fehlersuche<br />
und -behebung sowie Jahreskontrollen.<br />
(193501823)<br />
LLwww.alpiq.com<br />
Nant de Drance:<br />
Erste Flutung der Triebwasserwege<br />
(alpiq) Die Bauarbeiten schreiten im<br />
Pumpspeicherkraftwerk Nant de Drance<br />
voran. In der zweiten Monatshälfte November<br />
wird mit der Flutung der beiden<br />
Triebwasserwege ein neuer Meilenstein<br />
erreicht. Die Triebwasserwege sind wesentliche<br />
Elemente für die hydraulische<br />
Stromerzeugung. 2021 wird Nant de Drance<br />
voll in Betrieb sein.<br />
Die Triebwasserwege verbinden den oberen<br />
Stausee Vieux Emosson mit dem tiefer<br />
gelegenen Stausee Emosson. Zu ihnen gehören<br />
auch die beiden über 425 Meter hohen<br />
Vertikalschächte. Nach letzten<br />
Sicherheitstrockentests werden die Triebwasserwege<br />
ab Ende November schrittweise<br />
zum ersten Mal geflutet. Zuerst erfolgt<br />
eine Füllung bis auf das Niveau des unteren<br />
Speicherbeckens. Diese erste Befüllung<br />
umfasst Dichtigkeits- und Funktionstests<br />
insbesondere an den Hauptschiebern.<br />
Anschließend werden beide Druckschächte<br />
gleichzeitig bis auf das obere Niveau<br />
gefüllt, das heisst bis zum Wasserstand<br />
des oberen Stausees Vieux Emosson.<br />
Dieser Füllstand wird während mehrerer<br />
Wochen beibehalten, bis die Stabilität des<br />
umgebenden Gesteins sichergestellt ist.<br />
Danach folgen diverse mechanische und<br />
elektrische Tests; die ersten Nasstests der<br />
sechs Maschinengruppen (Pumpturbinen)<br />
werden ab Anfang 2020 durchgeführt. Die<br />
Versuchs- und Messreihen werden mehrere<br />
Monate dauern, um den reibungslosen Betrieb<br />
der Maschinen zu gewährleisten. Die<br />
sechs Pumpturbinen mit jeweils 150 MW<br />
installierter Leistung werden schrittweise<br />
in Betrieb genommen, sodass das Kraftwerk<br />
ab drittem Quartal 2021 voll einsatzfähig<br />
sein wird.<br />
Ein zukunftsgerichtetes Kraftwerk<br />
Die Aktionäre der Nant de Drance SA investieren<br />
rund zwei Milliarden Franken in<br />
den Bau des Pumpspeicherkraftwerks.<br />
Diese Investition ist Teil einer langfristigen<br />
Vision und entspricht dem Bestreben, auf<br />
die Herausforderungen der zukünftigen<br />
Stromversorgung zu reagieren. Das Kraftwerk<br />
wird mit einer Leistung von 900 MW<br />
je nach Bedarf und innerhalb kürzester<br />
Zeit grosse Mengen an Strom produzieren<br />
oder speichern können. Diese aussergewöhnliche<br />
Flexibilität wird in einem Umfeld<br />
entscheidend sein, in dem die Stromerzeugung<br />
aus neuen erneuerbaren<br />
Energien zunehmend volatiler wird. Die<br />
Regelenergie von Nant de Drance wird den<br />
Ausgleich zwischen Stromproduktion und<br />
Verbrauch ermöglichen. Das Kraftwerk<br />
Nant de Drance wird damit einen wichtigen<br />
Beitrag zur Stabilität des Stromnetzes<br />
auf europäischer Ebene und zur Gewährleistung<br />
der Versorgungssicherheit in der<br />
Schweiz leisten.<br />
Nant de Drance in Kürze<br />
Das Projekt Nant de Drance umfasst den<br />
Bau eines Pumpspeicherkraftwerks in einer<br />
Felskaverne zwischen den zwei bestehenden<br />
Speicherseen Emosson und Vieux<br />
Emosson im Wallis. Mit einer installierten<br />
Gesamtleistung von 900 Megawatt wird<br />
die Anlage einen entscheidenden Beitrag<br />
zur Stabilität des schweizerischen und europäischen<br />
Stromnetzes leisten. Für den<br />
Bau, die Inbetriebnahme und den Betrieb<br />
des Pumpspeicherkraftwerks ist Nant de<br />
Drance SA, bestehend aus den Partnern Alpiq<br />
(39 %), SBB (36 %), IWB (15 %) und<br />
FMV (10 %), zuständig. (193501827)<br />
LLwww.nant-de-drance.ch<br />
www.alpiq.com<br />
Alpiq: Zuverlässige Instandhaltung und störungsfreier Betrieb von Windparks<br />
8
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
Nant de Drance: Erste Flutung der Triebwasserwege<br />
Axpo unterzeichnet<br />
Stromabnahmevertrag für zwei<br />
Windparks in Finnland<br />
(axpo) Axpo baut ihr Geschäft mit langfristigen<br />
Abnahmeverträgen (Power Purchase<br />
Agreements, PPA) für Strom aus erneuerbaren<br />
Energien in Nordeuropa weiter aus:<br />
Die Tochtergesellschaften Axpo Nordic AS<br />
und Axpo Finland Oy werden den<br />
Ökostrom aus den neu entstehenden Windparks<br />
Kröpuln und Storbacken in der finnischen<br />
Region Österbotten vermarkten, deren<br />
installierte Leistung jeweils bei 30 MW<br />
liegen wird. Für das Geschäft von Axpo<br />
Nordic in Finnland ist dieser Vertragsabschluss<br />
ein wichtiger Meilenstein, nachdem<br />
die nordeuropäische Tochtergesellschaft<br />
in den vergangenen Monaten bereits<br />
in Schweden mehrere langfristige PPAs<br />
unterzeichnet hatte.<br />
In Finnland machen erneuerbare Energiequellen<br />
derzeit etwa 40 Prozent des gesamten<br />
Verbrauchs aus. Die Energie- und<br />
Klimastrategie der finnischen Regierung<br />
zielt darauf ab, den Anteil der erneuerbaren<br />
Energien bis ins Jahr 2030 auf über 50<br />
Prozent zu steigern. In diesem Zusammenhang<br />
besteht vor allen Dingen im Onshore-Windmarkt<br />
aktuell eine hohe Investorennachfrage<br />
und es ist ein klarer Trend zu<br />
PPAs auszumachen.<br />
Für Axpo als führende Vermarkterin von<br />
Strom aus erneuerbaren Energien in Nordeuropa<br />
ist der finnische Markt deshalb zuletzt<br />
immer interessanter geworden. Das<br />
PPA für die Windparks Kröpuln und Storbacken,<br />
die sich derzeit in Bau befinden,<br />
hat Axpo mit dem Unternehmen OX2 abgeschlossen.<br />
Der renommierte Projektentwickler<br />
für erneuerbare Energien in Nordeuropa<br />
zeichnet für den Bau der beiden<br />
Windparks verantwortlich, die mit ihren 14<br />
Anlagen jährlich rund 206 GWh sauberen<br />
Strom erzeugen werden, was dem Strombedarf<br />
von rund 120‘000 Haushalten entspricht.<br />
Die kommerzielle Inbetriebnahme<br />
der Windparks ist für das vierte Quartal<br />
2021 vorgesehen.<br />
Matti Ahtosalo, Managing Director von<br />
Axpo Finland Oy, kommentiert: „Wir freuen<br />
uns, dass wir nach diversen PPAs in anderen<br />
nordeuropäischen Märkten nun<br />
auch in Finnland einen solchen Vertrag für<br />
ein nicht-subventioniertes Windparkprojekt<br />
abschließen konnten. Mit unserer Erfahrung<br />
bei Stromabnahmeverträgen tragen<br />
wir dazu bei, hierzulande den Ausbau<br />
der erneuerbaren Energien im Allgemeinen<br />
und der Windkraft im Besonderen weiter<br />
voranzutreiben.“<br />
Paul Stormoen, CEO von OX2, fügt hinzu:<br />
„Wir freuen uns sehr, dass wir dieses PPA<br />
mit Axpo unter Dach und Fach gebracht<br />
haben. Dieser Vertragsabschluss verdeutlicht,<br />
dass Onshore-Windprojekte im finnischen<br />
Markt absolut wettbewerbsfähig<br />
sind.“<br />
Axpo Nordic hat sich seit ihrer Gründung<br />
im Jahr 2003 zu einem führenden Vermarkter<br />
von Strom aus erneuerbaren Energien<br />
in Nordeuropa und dem Baltikum entwickelt.<br />
Der Fokus der dortigen Geschäftsaktivitäten<br />
liegt auf langfristigen<br />
Stromliefer- und Abnahmeverträgen. Neben<br />
dem PPA-Geschäft hat sich Axpo Nordic<br />
darauf spezialisiert, für ihre Kunden<br />
aus Handel, Industrie und Energieerzeugung<br />
maßgeschneiderte Produkte und Services<br />
anzubieten. Die Aktivitäten in den<br />
nordeuropäischen Ländern sind Teil der<br />
Strategie von Axpo, ihre internationale<br />
Präsenz und Geschäftstätigkeit im Bereich<br />
der Energielösungen für ihre Kunden weiter<br />
auszubauen. Mittlerweile ist das Unternehmen<br />
in 28 Ländern präsent und in 39<br />
Märkten in Europa und den USA aktiv.<br />
(193501830)<br />
LLwww.axpo.com<br />
KKL: Unangebrachte<br />
hohe Zusatzkosten durch<br />
Revision der SEFV<br />
(kkl-ch) Der Bundesrat hat heute die dritte<br />
Revision der Stilllegungs- und Entsorgungsfondsverordnung<br />
(SEFV) verabschiedet.<br />
Dies führt zu hohen Zusatzkosten für alle<br />
Schweizer Kernkraftwerke, so auch für das<br />
Kernkraftwerk Leibstadt (KKL). Zudem<br />
entzieht der Bundesrat dem KKL faktisch<br />
die Mitsprache in Fragen der Stilllegung<br />
und Entsorgung sowie deren Finanzierung.<br />
Das KKL erachtet die vom Bundesrat beschlossene<br />
Senkung der Realrendite der<br />
beiden Fonds für Stilllegung und Entsorgung<br />
von 2,0 auf 1,6 Prozent als unangebracht.<br />
Denn die bisher gesetzlich vorgegebene<br />
Realrendite der Stilllegungs- und<br />
Entsorgungsfonds wurde in der Vergangenheit<br />
im Durchschnitt deutlich übertroffen<br />
und die periodisch von der Branche<br />
durchgeführten Kostschätzungen haben<br />
sich bewährt. Die Fondsentwicklungen<br />
sind auf Kurs, weshalb die Anpassung nicht<br />
notwendig bzw. nicht nachvollziehbar ist.<br />
Die Reduktion der Realrendite und die im<br />
Mai 2018 vom Eidgenössischen Departement<br />
für Umwelt, Verkehr, Energie und<br />
Kommunikation (UVEK) verfügten höheren<br />
Kosten für die Stilllegung der Anlagen<br />
und die Entsorgung der radioaktiven Abfälle<br />
führen dazu, dass das KKL im Vergleich<br />
zu heute bis Ende der Zahlungspflicht im<br />
Jahre 2034 jährlich über 28 Millionen Franken<br />
zusätzlich in die Fonds einzahlen muss,<br />
insgesamt über 500 Mio. CHF.<br />
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9
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Die Anpassung ist unangebracht auch angesichts<br />
der bereits heute bei einer ungenügenden<br />
Fondsentwicklung zu Verfügung<br />
stehenden wirkungsvollen Sicherungsmechanismen<br />
– etwa die Zwischenveranlagung<br />
– zur Vermeidung von<br />
Deckungslücken.<br />
Unangebracht ist für das KKL zudem die<br />
im Rahmen der Revision vom Bundesrat<br />
beschlossene Marginalisierung der Betreiber<br />
in den Fondsgremien. Das KKL läuft<br />
mit der neuen Regelung in der SEFV Gefahr,<br />
in den Fondsgremien nicht mehr vertreten<br />
zu sein. Dies obwohl das KKL bisher<br />
weit über eine Milliarde Franken in die<br />
Fonds einbezahlt hat und einen wesentlichen<br />
Beitrag zur Versorgungssicherheit der<br />
Schweiz leistet. Rund zwei Millionen<br />
Schweizer Haushalte werden vom KKL mit<br />
Strom versorgt. Das Werk erzeugt im Vollbetrieb<br />
rund 15 Prozent der Schweizer<br />
Stromproduktion.<br />
Unangebracht ist schließlich auch das<br />
Verbot von Rückzahlungen aus den Fonds.<br />
Dieses bedeutet faktisch eine Enteignung<br />
der Kernkraftwerkbetreiber auf dem Verordnungsweg.<br />
Zusammen mit den anderen Betreibern<br />
der Kernkraftwerke behält sich das KKL<br />
deshalb rechtliche Schritte vor.<br />
(193501834)<br />
LLwww.kkl.ch<br />
The EDF Group launches the<br />
construction of Neart na Gaoithe<br />
450 MW offshore wind farm<br />
along with new Irish partner, ESB<br />
(edf) The EDF Group is announcing the<br />
construction of the Scottish Neart na Gaoithe<br />
(NnG) offshore wind farm project and<br />
the new partnership with the Irish electricity<br />
company ESB which is taking a 50%<br />
stake in the project. The 450 MW NnG project<br />
confirms a wider commitment to renewables<br />
in the United Kingdom where<br />
EDF already has a strong footprint.<br />
EDP launches challenge to improve thermal power plant efficiency<br />
Neart na Gaoithe (Gaelic for ‘strength of<br />
the wind’) will consist of 54 turbines and<br />
will be located in the North Sea approximately,<br />
15 km off the coast of Fife in southeast<br />
Scotland. When fully operational, the<br />
NnG offshore wind farm will generate the<br />
equivalent electricity to power over<br />
375,000 households each year, which corresponds<br />
to 4 % of Scotland’s electricity<br />
consumption. This fully consented offshore<br />
wind project has a 15 year Contract for Difference<br />
(CfD) at £ <strong>11</strong>4.39 per MWh in 2012<br />
pound sterling, and grid connection agreements<br />
in place.<br />
With all of the financial agreements now<br />
in place, EDF Renewables is launching full<br />
construction of the project and can announce<br />
some of the tier one contractors.<br />
These include:<br />
• Siemens Gamesa Renewable Energy<br />
(SGRE) is the wind turbine generators<br />
supplier. It will provide the 8 MW<br />
turbine model;<br />
• Saipem is the turbine foundations supplier<br />
and installer ;<br />
• GE Renewable Energy Grid Solutions<br />
will carry out the supply the two electrical<br />
substations, plus electrical design<br />
work ;<br />
• Prysmian SRL will supply and install the<br />
export cables, both offshore and onshore ;<br />
• Deme Offshore has won the contract for<br />
engineering, procuring, constructing<br />
and installing the inter-turbines cables<br />
with offshore installation;<br />
Fred Olsen Windcarrier will be delivering<br />
the transportation and installation of the<br />
turbines with offshore installation.<br />
Construction of components is now underway,<br />
offshore construction will start in<br />
June 2020 and full commissioning will be<br />
complete in 2023.<br />
NnG will contribute to the local Scottish<br />
economy providing new jobs and manufacturing<br />
opportunities. Some foundations<br />
jackets will be built by the Scottish engineering<br />
firm BiFab. The wind turbine generators<br />
will be assembled at the Port of<br />
Dundee. Eyemouth Harbour has been selected<br />
as preferred supplier to operate and<br />
service the wind farm over its 25-years lifetime.<br />
More precisely, this activity will create<br />
around 50 permanent jobs, located<br />
nearby the wind farm.<br />
EDF Renewables is also announcing its<br />
partnership with the leading Irish energy<br />
company ESB that is taking a 50% stake in<br />
the project. This operation will result in the<br />
consolidation of the project by equity<br />
method. ESB operates across the electricity<br />
market on the island of Ireland, from generation,<br />
through transmission and distribution<br />
to the supply of customers with an<br />
expanding presence across Great Britain.<br />
In 2017, ESB opened an office in Scotland<br />
and is spearheading further development<br />
of renewable energy projects, in particular<br />
onshore and offshore wind.<br />
The EDF Group, via its subsidiary EDF Renewables,<br />
is a significant global player in<br />
the offshore wind market with a 5 GW<br />
portfolio of projects under operations and<br />
development, including 103 MW of offshore<br />
wind farms already operational in<br />
the United Kingdom (Teesside with 62MW<br />
and Blyth with 41,5MW both in north-east<br />
England).<br />
In total, the Group currently operates<br />
more than 13 GW of gross wind and solar<br />
capacity around the world, including nearly<br />
1 GW in the United Kingdom, and in addition<br />
of the 23 GW of hydroelectricity. The<br />
NnG project is consistent with the CAP<br />
2030 strategy which aims to double EDF’s<br />
renewable energy globally between 2015<br />
and 2030 increasing to 50 GW.<br />
Bruno Bensasson, EDF Group’s Senior Executive<br />
Vice President, Renewable Energies<br />
and Chairman and CEO of EDF Renewables<br />
said: ”These are two major milestones<br />
achieved by EDF Renewables<br />
demonstrating our strong capabilities in<br />
developing large offshore projects. We are<br />
pleased to get work underway with our<br />
new partner ESB and all Scottish companies<br />
and stakeholders involved. The 450<br />
MW NnG project will play an important<br />
role in de- carbonising the UK electricity<br />
system.”<br />
Simone Rossi, CEO of EDF Energy added:<br />
“The UK has committed to achieving Net<br />
Zero emissions by 2050 and the UN‘s latest<br />
emissions gap report underlines the need<br />
for urgent action. NNG is our largest offshore<br />
windfarm in the UK to date. We are<br />
determined to play our part in reducing the<br />
country‘s carbon emissions, while also generating<br />
jobs and economic opportunities<br />
for communities.“<br />
Pat O’Doherty, Chief Executive of ESB<br />
said: “Our 50 percent stake in Neart na<br />
Gaoithe fits entirely with ESB’s Brighter<br />
Future strategy to build a balanced low carbon<br />
generation portfolio of scale. Offshore<br />
wind is one of the main technologies underpinning<br />
the clean electricity systems<br />
10
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
that will power our societies into the future.<br />
This investment in the Neart na Gaoithe<br />
project builds on significant ESB involvement<br />
in offshore wind off the Irish<br />
coast as ESB develops its experience to assist<br />
Ireland deliver its Climate Action Plan.<br />
We look forward to pooling our expertise<br />
with EDF Renewables in delivering this<br />
major project.” (193501847)<br />
LLwww.edf.com<br />
EDP launches challenge<br />
to improve thermal<br />
power plant efficiency<br />
(edf) Finding an algorithm that improves<br />
the operation of coal-fired boilers is the<br />
challenge that EDP is launching to the<br />
technology community. The best solution<br />
wins a €10,000 cash prize.<br />
Once again, EDP challenges researchers,<br />
students, startups and the tech community<br />
for a new quest: developing an algorithm<br />
to help monitor the operation of coal-fired<br />
boilers in thermal power plants and optimize<br />
their efficiency.<br />
Launched on the EDP Open Data platform,<br />
this new challenge invites candidates<br />
to present their solution to an operational<br />
problem called „slagging“. The challenge<br />
consists of finding a predictive model that<br />
will make it possible to anticipate any obstruction<br />
during the operation of coal-fired<br />
boilers—which, if singled out in a timely<br />
manner, will ensure greater plant efficiency,<br />
fewer emissions, and minimal environmental<br />
impact.<br />
The challenge is available online via this<br />
link. Candidates can submit their proposals<br />
until February 28, 2020. After the deadline,<br />
the best solutions will be presented to<br />
the EDP team and the winning proposal<br />
will receive a cash prize of €10,000. In addition<br />
to the cash prize, participants will<br />
also have access to data which the academic<br />
and technological communities need for<br />
their energy-related projects.<br />
The company uses the EDP Open Data<br />
platform to share operational data on its<br />
assets and launch challenges that help create<br />
solutions to optimize business operations<br />
in this field. For EDP, this is a way of<br />
getting closer to these communities and to<br />
identify people and companies with the potential<br />
to create new AI-based tools and<br />
solutions, among others. EDP believes that<br />
open innovation is one of the cornerstones<br />
that will help the company lead the revolution<br />
which the energy sector is going<br />
through.<br />
You can check all the information about<br />
the platform and the latest challenges at<br />
EDP Open Data: https://www.edp.com/<br />
pt-pt/edp-open-data (193501851)<br />
LLwww.edp.com<br />
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Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
EDPR and Shell secure<br />
804 MW offshore wind<br />
contract in Massachusetts<br />
(edp) The two companies‘ proposal for the<br />
production of wind power has just been<br />
chosen by Massachusetts State authorities.<br />
Back in December 2018, EDP Renováveis<br />
and Shell announced the creation of a joint<br />
venture to produce clean energy from offshore<br />
wind.<br />
Mayflower Wind Energy LLC, a consortium<br />
created by EDP Renováveis and Shell,<br />
has just been chosen by Massachusetts<br />
State authorities to supply 804MW worth<br />
of renewable energy, which will be produced<br />
by an offshore wind farm off Massachusetts<br />
and provide clean energy to about<br />
half a million homes.<br />
The wind farm will be located about 20<br />
miles south of Nantucket and is expected to<br />
go into operation in 2025. The wind farm<br />
will offer long-term prices below the initial<br />
ceiling of $84.23/MWh, which will provide<br />
electricity tariff savings of over $3 billion<br />
during the contract. This project will also<br />
create some 10,000 jobs in the state of Massachusetts<br />
and avoid, due to the production<br />
of renewable energy, about 1.7 million<br />
tons of CO 2 .<br />
Thanks to the in-depth experience that<br />
both partners have in the development,<br />
construction and operation of onshore and<br />
offshore wind farms, the EDP Renováveis/<br />
Shell consortium will further boost the implementation<br />
of renewable energies in that<br />
US state. Together, the two companies<br />
boast more than 18,000 employees in the<br />
United States and a network of over 5,000<br />
suppliers.<br />
About Mayflower Wind<br />
Mayflower Wind Energy LLC was established<br />
by a joint venture between EDP<br />
Renováveis (EDP Renewables Offshore<br />
North America LLC) and Shell (Shell New<br />
Energies US LLC), which are equally represented.<br />
Once is has been built, the wind farm will<br />
be prepared to accommodate up to 1.6 gigawatts<br />
(GW) - enough energy to provide<br />
clean energy to more than 680,000 homes<br />
per year in that US state. (193501853)<br />
LLwww.edp.com<br />
EEW: Kapazitäten der geplanten Anlagen in Stapelfeld. Innenansicht. (EEW)<br />
EEW: Kapazitäten der geplanten<br />
Anlagen in Stapelfeld<br />
• EEW-Angaben zu Kapazitäten bleiben<br />
unverändert<br />
• Im Antrag abweichende Kapazitäten<br />
genehmigungsrechtlich<br />
begründet<br />
• Geplante Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage<br />
zu 80 Prozent vertraglich<br />
ausgelastet<br />
(eew) Im Zuge der öffentlichen Einsichtnahme<br />
in die Genehmigungsanträge für<br />
die Neubauvorhaben der EEW Energy from<br />
Waste Stapelfeld GmbH sind in der jüngsten<br />
Vergangenheit Fragen zu den geplanten<br />
Kapazitäten der Anlagen aufgekommen.<br />
Dazu teilt EEW mit:<br />
Die von EEW seit Beginn der Planung genannten<br />
Kapazitäten für den Neubau des<br />
Müllheizkraftwerks (MHKW) und der Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage<br />
(KVA)<br />
haben sich nicht geändert.<br />
EEW plant weiterhin – auch im Rahmen<br />
des laufenden Genehmigungsverfahrens –<br />
mit folgenden, der Öffentlichkeit bekannten,<br />
tatsächlichen Kapazitäten:<br />
• MHKW: 320.000 – 350.000 Tonnen pro<br />
Jahr bei einem unterstellten Heizwert<br />
des Abfalls zwischen 10.000 – <strong>11</strong>.000<br />
Kilojoule/kg<br />
• KVA: 32.500 Tonnen Trockensubstanz<br />
pro Jahr (bzw. 135.000 Tonnen Originalsubstanz<br />
pro Jahr bei Anlieferung<br />
mit ca. 24 % Trockensubstanz)<br />
Diese Werte hat EEW unter anderem<br />
auch anlässlich der Bürgerinformationsveranstaltungen<br />
im Dezember 2018 sowie<br />
März <strong>2019</strong> genannt. Sie gelten unverändert.<br />
Im Antrag abweichende Kapazitäten<br />
genehmigungsrechtlich begründet<br />
Aus immissionsschutzrechtlichen Gründen<br />
müssen Genehmigungsanträge von<br />
anderen Rahmenbedingungen ausgehen,<br />
die allerdings keinen Einfluss auf die tatsächlich<br />
durchgesetzten Mengen in den<br />
Anlagen haben.<br />
Das Immissionsschutzrecht schreibt vor,<br />
alle notwendigen Untersuchungen und<br />
Gutachten auf eine theoretische Maximalkapazität<br />
auszulegen. Bei dieser theoretischen<br />
Maximalkapazität werden geplante<br />
(z. B. Wartungen) oder ungeplante (z. B.<br />
Ausfälle) Stillstände der Anlagen nicht berücksichtigt.<br />
Aus Sicherheitsgründen erfolgt<br />
die Genehmigung zudem zusätzlich<br />
auf Basis eines sog. <strong>11</strong>0%igen (MHKW)<br />
bzw. <strong>11</strong>5% (KVA) Lastfalls. Hintergrund<br />
ist, dass beispielsweise sicherheitsrelevante<br />
Bauteile auf diese theoretischen Extremfälle<br />
ausgelegt werden müssen, ohne dass<br />
diese im Regelbetrieb realistisch sind.<br />
Diese Gesetzlichen Rahmenbedingungen,<br />
immissionsschutzrechtlich vorgegeben,<br />
führen damit zu theoretischen Durchsatzmengen,<br />
die in der Praxis nie erreicht<br />
werden (MHKW: 433.620 t pro Jahr, KVA:<br />
188.890 t Originalsubstanz pro Jahr).<br />
Vor dem offiziellen Genehmigungsverfahren<br />
hat sich EEW mit den Kreisen Stormarn<br />
und Herzogtum Lauenburg im Rahmen einer<br />
rechtlich bindenden Vereinbarung dazu<br />
verpflichtet, eine Kapazität für die Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage<br />
von<br />
35.000 Tonnen Trockensubstanz pro Jahr<br />
nicht zu überschreiten. Mit dem Sicherheitspuffer<br />
von 2.500 Tonnen pro Jahr können<br />
– bspw. bei Ausfällen anderer Anlagen<br />
in der Region – kurzzeitig etwaige Kapazitätsengpässe<br />
bei der Klärschlammverwertung<br />
in der Region ausgeglichen werden.<br />
Geplante Klärschlamm-<br />
Monoverbrennungsanlage bereits heute<br />
vertraglich zu 80 % ausgelastet<br />
Zu der in der Öffentlichkeit diskutierten<br />
Frage, ob die von EEW geplante Klärschlamm-Monoverbrennungsanlage<br />
für<br />
eine sichere Klärschlammverwertung in<br />
der Region gebraucht wird, stellen wir fest:<br />
Das Land Schleswig-Holstein hat frühzeitig<br />
erkannt, dass die gesetzlichen Änderungen<br />
der Klärschlamm- und Düngeverordnung<br />
Auswirkungen auf die Klärschlammentsorgung<br />
haben werden und gemeinsam mit<br />
Partnern nach einer Lösung gesucht. EEW<br />
war von Anfang an Teil einer Lösung und<br />
sowohl Gesprächspartner im sogenannten<br />
12
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
Markterkundungsverfahren 2017 als auch<br />
im später gegründeten Klärschlammbeirat.<br />
EEW hat in der Folge Verantwortung übernommen,<br />
ist in die Genehmigungsplanung<br />
eingetreten, hat die am weitesten fortgeschrittene<br />
Planung und wird – vorbehaltlich<br />
der Erteilung einer Genehmigung – die<br />
erste KVA in Schleswig-Holstein in Betrieb<br />
nehmen. Hinzu kommt, dass die Kapazität<br />
der künftigen Anlage am Standort Stapelfeld<br />
schon heute vertraglich zu mehr als 80<br />
Prozent ausgelastet ist.<br />
EEW Energy from Waste Stapelfeld ist<br />
Teil der EEW-Gruppe. EEW Energy from<br />
Waste ist Deutschlands führendes Unternehmen<br />
in der Erzeugung umweltschonender<br />
Energie aus der thermischen Abfallverwertung.<br />
EEW entwickelt, errichtet und<br />
betreibt thermische Abfallverwertungsanlagen.<br />
In den derzeit 18 Anlagen der Unternehmensgruppe<br />
in Deutschland und im<br />
benachbarten Ausland können jährlich<br />
rund 5 Millionen Tonnen Abfall energetisch<br />
verwertet werden. Durch die Nutzung<br />
der im Abfall enthaltenen Energie erzeugt<br />
EEW Prozessdampf für Industriebetriebe,<br />
Fernwärme für Wohngebiete sowie umweltschonenden<br />
Strom für umgerechnet<br />
rund 700.000 Haushalte. Mit einem durchschnittlichen<br />
Anteil biogener Stoffe im Abfall<br />
von 50 Prozent erzeugt EEW gemäß<br />
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Energie<br />
aus erneuerbaren Quellen. Gleichzeitig<br />
wird durch die energetische Verwertung<br />
der in den EEW-Anlagen eingesetzten<br />
Brennstoffe die CO 2 -Bilanz entlastet. EEW<br />
beschäftigt an allen Standorten sowie in<br />
seiner Unternehmenszentrale in Helmstedt<br />
insgesamt rund 1.150 Mitarbeiterinnen<br />
und Mitarbeiter. (193501845)<br />
LLwww.eew-energyfromwaste.com<br />
50 Jahre Energie AG Kraftwerk<br />
Gmunden: Wasserkraft ist<br />
Heimvorteil in der Erzeugung<br />
(e-ag) „Oberösterreich hat sich ein klares<br />
Ziel gesetzt: Als aktiver Beitrag zum Klimaschutz<br />
soll Oberösterreich zu einem Land<br />
der erneuerbaren Energien werden. Wir<br />
wollen einen wesentlichen Beitrag zur<br />
Energiewende in unserem Bundesland<br />
leisten und setzen dabei<br />
auf drei Schwerpunkte: Adieu Öl<br />
- also Raus aus dem Heizen mit<br />
Öl, Energie vom Dach – volle Power<br />
für Sonnenstrom in OÖ sowie<br />
verstärkte Nutzung der Wasserkraft<br />
als Grundlage der oberösterreichischen<br />
Stromversorgung. In<br />
allen drei Bereichen ist die Energie<br />
AG Oberösterreich ein wesentlicher<br />
Umsetzungspartner des<br />
Landes OÖ“, erklärt Aufsichtsratsvorsitzender<br />
Wirtschafts- und<br />
Energie-Landesrat Markus Achleitner<br />
anlässlich des Jubiläums<br />
„50 Jahre Kraftwerk Gmunden<br />
der Energie AG“.<br />
Die Wasserkraft ist eine heimische CO 2 -<br />
freie Energiequelle, sie liefert auch wichtige<br />
Beiträge zur wirtschaftlichen Entwicklung<br />
und insbesondere zur Versorgungssicherheit<br />
in Österreich. „Oberösterreich ist<br />
ein Land der Wasserkraft: 67 Prozent der<br />
Stromerzeugung bzw. 90 Prozent des in OÖ<br />
erzeugten erneuerbaren Stroms kommen<br />
aus Wasserkraft“, so Landesrat Achleitner.<br />
Die Wasserkraft hat zudem zahlreiche<br />
weitere positive Effekte in den Bereichen<br />
Hochwasserschutz bzw. -management,<br />
Sohlstabilisierung, Lebens- und Erholungsraum,<br />
Tourismus und Schifffahrt. Darüber<br />
hinaus haben Investitionen in Wasserkraft<br />
einen sehr hohen heimischen Wertschöpfungsanteil:<br />
Mehr als 80 Prozent der Investitionssumme<br />
fließen in die österreichische<br />
Gesamtwirtschaft. Auch zahlreiche oberösterreichische<br />
Betriebe sind hier mit ihrem<br />
Know-How führend tätig und können<br />
durch Wasserkraftprojekte weitere Arbeitsplätze<br />
in Oberösterreich schaffen bzw. absichern.<br />
„Die aktuellen Ausbauprojekte der Energie<br />
AG – Dürnau, Traunfall und Weißenbach<br />
– werden weitere wichtige Impulse<br />
zur Stromversorgung aus erneuerbaren<br />
Energien und Vermeidung von CO 2 bringen“,<br />
unterstreicht Landesrat Achleitner.<br />
Wasserkraft hat hohen Stellenwert in der<br />
Energie AG<br />
Die Energie AG Oberösterreich setzt seit<br />
Beginn ihrer Unternehmensgeschichte auf<br />
nachhaltige Stromerzeugung. Wasserkraft<br />
und andere erneuerbare Energiequellen<br />
spielten damals wie heute eine wichtige<br />
Rolle. Mittlerweile produzieren 43 Wasserkraftwerke<br />
sauberen Strom – und das über<br />
Jahrhunderte und für viele Generationen.<br />
Das Kraftwerk Gmunden, als viertgrößtes<br />
Laufkraftwerk der Energie AG, ist bereits<br />
seit 50 Jahren ein wichtiger Teil der Stromerzeugung<br />
im Salzkammergut. Mit der<br />
Jahreserzeugung von rund 48 Mio. Kilowattstunden<br />
kann der durchschnittliche<br />
Jahresverbrauch von mehr als 13.700<br />
Haushalten abgedeckt werden. Das entspricht<br />
in etwa den Haushalten rundum<br />
den Traunsee.<br />
Jede ist zu ersetzen!<br />
Redesign<br />
PE01<br />
S4<br />
S2<br />
Stellungsgeber<br />
Von den Anfängen der Energie AG bis<br />
zum heutigen Energie- und<br />
Dienstleistungskonzern<br />
Seit 1892 versorgen die Energie AG und<br />
ihre Vorgängerunternehmen unser Land<br />
mit elektrischer Energie. Mit dem Beginn<br />
der Planungen für das Dampfkraftwerk in<br />
St. Wolfgang wurde die Ära der öffentlichen<br />
Stromversorgung in Oberösterreich eingeläutet.<br />
Die Erfolgsgeschichte unseres Landes<br />
ist somit eng mit der Geschichte des<br />
Unternehmens verbunden. Im Sinne des<br />
Mottos „Wir denken an morgen“ bestimmen<br />
Nachhaltigkeit und verantwortungsvoller<br />
Umgang mit Ressourcen über Generationen<br />
hinweg das Handeln der Energie AG.<br />
Heute ist die Energie AG Oberösterreich<br />
mit ihren 4.500 Mitarbeitern viel mehr als<br />
ein reiner Energieerzeuger und –versorger.<br />
Mit einem breiten Spektrum an Dienstleistungen<br />
und Produkten für Privat-, Gewerbe-,<br />
Industrie- und Kommunalkunden hat<br />
man sich zu einem modernen und leistungsfähigen<br />
Umwelt- und Nachhaltigkeitskonzern<br />
entwickelt. In den Bereichen<br />
Strom, Gas, Wärme, Wasser sowie bei den<br />
Entsorgungs-, Kommunikations- und Daten-Dienstleistungen<br />
bedient die Energie<br />
AG als verlässlicher Partner die Kunden<br />
und insbesondere auch die Gemeinden in<br />
ihrem Versorgungsgebiet.<br />
„Die Energie AG ist stark in unserem Land<br />
verankert und mit den Regionen verbunden.<br />
Bei uns wird der Strom dort erzeugt,<br />
wo er auch verbraucht wird. Das Kraftwerk<br />
Gmunden ist dafür seit 50 Jahren ein erstklassiges<br />
Symbol, weil es am zweiten<br />
Hauptstandort der Energie AG steht und<br />
ein wichtiger Naherholungsbereich für die<br />
Stadt Gmunden ist“, sagt Generaldirektor<br />
Werner Steinecker.<br />
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13
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Rahmenbedingungen schaffen damit die<br />
Energiezukunft gelingen kann<br />
„Zusammen entwickeln wir die Antworten<br />
auf Fragen der Energiezukunft. Insbesondere<br />
die #mission2030 der Bundesregierung<br />
fordert die Erzeugungseinheiten<br />
enorm und dafür müssen wir gerüstet sein“,<br />
betont der Generaldirektor und fügt hinzu:<br />
„Durch die Neuaufstellung der Erzeugung<br />
aus den früheren Bereichen Kraftwerke,<br />
Wärme und Power Solutions wollen wir Synergien<br />
heben, um das Ergebnis zu verbessern<br />
und noch interessantere Arbeitsplätze<br />
bieten, die attraktiv für die benötigten<br />
Schlüsselarbeitskräfte sind.“ In der #mission2030<br />
ist vorgesehen, den Anteil der erneuerbaren<br />
Energien auf 45 bis 50 Prozent<br />
zu erhöhen, den CO 2 -Ausstoß um 36 Prozent<br />
gegenüber 2005 zu reduzieren und<br />
national, bilanziell 100 Prozent erneuerbare<br />
Stromerzeugung bereits bis 2030 zu erreichen.<br />
Dazu braucht es einen starken Ausbau<br />
der erneuerbaren Erzeugung aus Wasserkraft,<br />
Photovoltaik und Wind.<br />
Im Hinblick auf die laufenden Regierungsverhandlungen<br />
ergänzt Steinecker:<br />
„Wir brauchen seitens der Bundesregierung<br />
stabile Rahmenbedingungen und rasche<br />
Abwicklung der Verfahren, damit<br />
man überhaupt die sehr ambitioniert gesteckten<br />
Ziele erreichen kann“.<br />
Wasserkraft ist wichtige<br />
Säule der Produktion<br />
Die 43 Wasserkraftwerke der Energie AG<br />
reichen von Ranna im Mühlviertel über<br />
zahlreiche Kraftwerke an Traun und Steyr<br />
bis nach Großarl im Salzburgerland. Sie<br />
sind heute – zum Teil mehr als 100 Jahre<br />
nach Inbetriebnahme – eine wesentliche<br />
Stütze für die Stromversorgung in Oberösterreich<br />
und Salzburg. Von diesem generationenübergreifenden<br />
Denken bei der Wasserkraftnutzung<br />
profitiert heute das ganze<br />
Land. „Wasserkraft ist ein wesentlicher Beitrag<br />
zur erneuerbaren Energiezukunft und<br />
damit gelebter Klimaschutz“, sagt Technikvorstand<br />
Stefan Stallinger. So können wir<br />
unsere Haushaltskunden mit unserer Wasserkraft<br />
versorgen. Sie erhalten Strom aus<br />
heimischer Wasserkraft – aus eigenen<br />
Kraftwerken in Oberösterreich, Salzburg<br />
und der Steiermark sowie aus Kraftwerken<br />
in Österreich an denen die Energie AG beteiligt<br />
ist bzw. Bezugsrechte hat. In Summe<br />
verfügt die Energie AG über eine saubere<br />
Stromerzeugung aus Wasserkraft von rund<br />
2.500 GWh im Jahr. Dies entspricht dem<br />
durchschnittlichen Jahresverbrauch von<br />
mehr als 700.000 Haushalten.<br />
Das Kraftwerk Gmunden,<br />
mehr als nur Produktion<br />
Das Kraftwerk Gmunden ist Teil der<br />
Traunkette, die mit 16 Kraftwerken von Gosau<br />
bis Traun-Pucking eine zentrale Säule<br />
der Wasserkraftproduktion in der Energie<br />
AG ist. Im Kraftwerk Gmunden arbeiten<br />
seit 1969 zwei Kaplan-Rohrturbinen mit<br />
Tafelenthüllung bei der 50-Jahr-Feier beim Kraftwerk Gmunden<br />
v.l.n.r.: Abteilungsleiter Wasserkraft August Lemmerer, Geschäftsführer Erzeugung Norbert<br />
Rechberger, Technikvorstand Stefan Stallinger, Aufsichtsratspräsident und Wirtschaftslandesrat<br />
Markus Achleitner, Generaldirektor Werner Steinecker, Geschäftsführer Josef Postl und Stadtrat<br />
Manfred Andessner. (Foto: Energie AG)<br />
einer Gesamtleistung von 12.200 Kilowatt.<br />
Bei diesen Turbinen fließt das Wasser nicht<br />
wie üblich über eine Einlaufspirale, sondern<br />
direkt zu den Laufradschaufeln. Ihrer<br />
fast waagrechten Bauart ist es zu verdanken,<br />
dass das Krafthaus ungewöhnlich<br />
niedrig gehalten werden konnte und sich<br />
harmonisch in die reizvolle Landschaft des<br />
engen Trauntals einfügt. Die Staumauer<br />
des Kraftwerks Gmunden verfügt über drei<br />
Wehrfelder mit Wehrklappen. Bei Hochwasser<br />
werden diese Klappen umgelegt,<br />
damit mehr Wasser abfließen kann. Während<br />
die alte Hochwasser-Wehranlage in<br />
Gmunden, die sogenannte „Seeklause“,<br />
nur rund 120 Kubikmeter Wasser in der Sekunde<br />
bewältigen konnte, fließt über die<br />
Wehrklappen und durch die Turbinen des<br />
Kraftwerks dreimal so viel ab, nämlich 360<br />
Kubikmeter pro Sekunde. Das Kraftwerk<br />
dient somit nicht nur der Stromerzeugung,<br />
sondern regelt auch die Wasserstände. Die<br />
Wehranlage kann große Wassermengen<br />
aus dem Traunsee abführen, ohne die Anrainer<br />
zu gefährden. Überschwemmungen<br />
im Stadtbereich kommen seit der Errichtung<br />
des Kraftwerks nur noch bei den seltenen,<br />
sogenannten „Jahrhundert-Hochwässern“<br />
vor und sind vor allem der Enge und<br />
Verbauung bei der Einmündung des Traunsees<br />
in die Traun geschuldet.<br />
Zusammen mit dem Kraftwerk wurde<br />
auch der Abwasserhauptsammler für<br />
Gmunden und mehrere benachbarte Gemeinden<br />
errichtet und die Trinkwasserversorgung<br />
der Stadt entscheidend verbessert:<br />
Zwei Rohrleitungen führen durch den<br />
Wehrgang des Kraftwerks. Für die Infrastruktur<br />
Gmundens war der Kraftwerksbau<br />
ebenfalls ein Gewinn: Der im Zuge der<br />
Bauarbeiten errichtete „Mariensteg“ bildet<br />
seit damals für Fußgänger und Radfahrer<br />
eine willkommene Verbindung der beiden<br />
Traunseiten.<br />
Erster Fischlift Oberösterreichs in<br />
Gmunden<br />
Vor zwei Jahren wurde der erste Fischlift<br />
Oberösterreichs hier in Gmunden in Betrieb<br />
genommen. Durch die schluchtenartige<br />
Topographie und die Fallhöhe von<br />
zehn Metern war es eine besondere Herausforderung,<br />
die Fischdurchgängigkeit zu<br />
realisieren. Die Lösung ist eine Kombination<br />
eines Vertical-Slot-Fischpasses (Betonbauwerk<br />
mit Lockströmung) und eines Fischliftes.<br />
Die größenbestimmende Fischart<br />
ist die Seeforelle, die eine Länge von rund<br />
90 Zentimetern erreicht. Es können aber<br />
auch alle kleineren Fische die Fischaufstiegshilfen<br />
nutzen. Bester Funktionsnachweis<br />
war ein <strong>11</strong>4 cm langer Hecht, der nach<br />
oben transportiert wurde.<br />
Energie AG forciert den Ausbau von<br />
Energie aus Wasser<br />
Die Energie AG will gemeinsam mit dem<br />
Haupteigentümer Land Oberösterreich<br />
den Ausbau der sauberen Wasserkraft forcieren<br />
und hat dazu drei Projektideen im<br />
Sommer der Öffentlichkeit vorgestellt. Mit<br />
dem Ersatzneubau des Kraftwerks Dürnau<br />
in Vöcklabruck wurde bereits im September<br />
<strong>2019</strong> begonnen. Die beiden weiteren<br />
Projekte befinden sich in Planung. Es handelt<br />
sich dabei um den Ersatzneubau des<br />
Kraftwerks Traunfall und die Projektidee<br />
des Kraftwerks Weißenbach, welche das<br />
Ziel verfolgt, in der Gemeinde Bad Goisern<br />
den Hochwasserschutz mit sauberer Stromerzeugung<br />
aus Wasserkraft zu kombinieren.<br />
Mit den angeführten Wasserkraftwerks-Projekten<br />
kann eine Steigerung der<br />
Erzeugung von sauberem Strom von bis zu<br />
65 Mio. Kilowattstunden erreicht werden.<br />
Dies würde eine Einsparung von 55.000<br />
Tonnen CO 2 pro Jahr bedeuten.<br />
(193501922)<br />
LLwww.energie-ag.at<br />
14
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
enercity baut Windkraft -<br />
geschäft weiter aus<br />
(enercity) Der Energiedienstleister enercity<br />
hat den Projektentwickler Gamesa Energie<br />
Deutschland (GED) mit Sitz in Oldenburg<br />
von Siemens Gamesa übernommen<br />
Das Unternehmen wurde 2005 gegründet<br />
und war als Tochter der Siemens Gamesa<br />
Renewable Energy Wind Farms S.A. auf die<br />
Entwicklung von Greenfield-Projekten spezialisiert.<br />
Über den Kaufpreis wurde Stillschweigen<br />
vereinbart.<br />
„Unser Ziel ist es, den Anteil grüner Energie<br />
am Strommix für unsere Kunden auszubauen<br />
und unser Engagement im deutschen<br />
Windmarkt weiter zu stärken. Die<br />
Integration des Projektentwicklungsgeschäfts<br />
von Siemens Gamesa bringt uns<br />
hierbei einen entscheidenden Schritt weiter“,<br />
sagt enercity-Vorstandschefin Dr. Susanna<br />
Zapreva.<br />
„Wir haben die strategische Entscheidung<br />
getroffen, uns im deutschen Onshore-Markt<br />
auf den Vertrieb und Service von<br />
Windturbinen zu konzentrieren. enercity<br />
ist genau der verlässliche Partner mit starker<br />
Aufstellung und klarem Fokus auf<br />
Deutschland, den wir als neuen Eigner für<br />
unsere Gesellschaften gesucht haben“, sagt<br />
Claudia Kratz, Onshore Region North Europe<br />
& Middle East CFO bei Siemens Gamesa.<br />
Portfolio umfasst Pipeline<br />
von 200 MW Leistung<br />
Das GED-Portfolio umfasst eine Pipeline<br />
von rund 200 MW Leistung und 420<br />
GWh/a Ertrag. Die Projekte erstrecken sich<br />
vor allem auf Standorte im Norden und<br />
Westen des Landes - das erste Vorhaben<br />
wird noch <strong>2019</strong> in Rheinland-Pfalz umgesetzt.<br />
Damit ergänzt enercity seine bestehenden<br />
Windenergieanlagen, die bislang<br />
vorwiegend in den östlichen Bundesländern<br />
Ökostrom produzieren. „Wir werden<br />
in den kommenden Jahren mehrere hundert<br />
Millionen Euro in Windparks investieren<br />
und über 2.000 GWh Strom aus Windenergie<br />
produzieren“, sagt Zapreva. „Der<br />
aktuelle Anlagenbestand soll so bis 2030<br />
nahezu vervierfacht werden“, so Zapreva.<br />
Weitere Windparks in Brandenburg<br />
und Niedersachsen<br />
Bereits im Frühjahr <strong>2019</strong> hatte enercity<br />
mit Siemens Gamesa den Erwerb des<br />
Windparks Schönemoor im niedersächsischen<br />
Landkreis Wesermarsch vereinbart.<br />
Im August <strong>2019</strong> hatte der hannoversche<br />
Energieanbieter zudem im brandenburgischen<br />
Klettwitz den Grundstein für einen<br />
neuen Windpark mit zehn Windkraftanlagen<br />
und einer Gesamtnennleistung von 33<br />
MW gelegt. (193501926)<br />
LLwww.enercity.de<br />
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Durchlaufzeit<br />
Korrosions- & Verschleißschutz<br />
Up-/ Downgrades & Optimierungen<br />
Beratungsdienstleistungen<br />
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Unser Fokus:<br />
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Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
EnBW mit weiterhin positiver<br />
Ergebnisentwicklung<br />
• Zuwachs von fast 39 Prozent bei den Erneuerbaren<br />
Energien in den ersten neun<br />
Monaten<br />
• Ergebnis für das Gesamtjahr <strong>2019</strong> wird<br />
in einer Bandbreite von 2,35 bis 2,5 Milliarden<br />
Euro erwartet<br />
• Finanzvorstand Kusterer: „Sind zuversichtlich<br />
unser Ergebnisziel für das Geschäftsjahr<br />
2020 bereits in diesem Jahr<br />
zu erreichen“<br />
(enbw) In den ersten neun Monaten des<br />
Geschäftsjahres <strong>2019</strong> setzte die EnBW ihren<br />
Kurs mit einem operativen Ergebnis<br />
(Adjusted EBITDA) von rund 1,69 Milliarden<br />
Euro erfolgreich fort. Das Adjusted<br />
EBITDA liegt damit um 7,4 Prozent über<br />
dem Ergebnis des Vorjahres (1,57 Milliarden<br />
Euro). Der Umsatz betrug 14,37 Milliarden<br />
Euro (-3,2 Prozent). Die Zahl der<br />
Mitarbeiter stieg auf 22.934, dies entspricht<br />
einem Plus von 6,7 Prozent gegenüber<br />
dem Vorjahr.<br />
Das Adjusted EBITDA für das Geschäftsjahr<br />
<strong>2019</strong> wird in einer Bandbreite von<br />
2,35 bis 2,5 Milliarden Euro erwartet.<br />
„Unsere Ergebnisprognose für das Gesamtjahr<br />
bestätigen wir unverändert“, betont<br />
Finanzvorstand Thomas Kusterer.<br />
„Dies vor allem mit Blick auf die im vierten<br />
Quartal neu hinzukommenden Ergebnisbeiträge<br />
unserer Offshore-Windparks<br />
Hohe See und Albatros sowie die stabilen<br />
Ergebnisbeiträge bei den Netzen. Vor diesem<br />
Hintergrund sind wir zuversichtlich,<br />
unser strategisches Ziel für das Geschäftsjahr<br />
2020 von 2,4 Milliarden Euro bereits<br />
in diesem Jahr zu erreichen, wohlwissend,<br />
dass wir dafür auch in unseren Effizienzanstrengungen<br />
nicht nachlassen dürfen“, so<br />
Kusterer weiter.<br />
Der auf die Aktionäre der EnBW AG entfallende<br />
Adjusted Konzernüberschuss erhöhte<br />
sich von 397 Millionen Euro im Vorjahreszeitraum<br />
auf aktuell rund 507 Millionen<br />
Euro für die ersten neun Monate<br />
<strong>2019</strong>.<br />
Entwicklung der Geschäftsbereiche<br />
Im Segment Vertriebe lag das Adjusted<br />
EBITDA in den ersten neun Monaten <strong>2019</strong><br />
bei 187,4 Millionen Euro und damit um 7,5<br />
Prozent unter dem Ergebnis des Vorjahres.<br />
Die Abweichung ist im Wesentlichen auf<br />
gestiegene Beschaffungskosten für Strom<br />
und Gas zurückzuführen. Seit Beginn des<br />
dritten Quartals trägt auch das Kölner Telekommunikations-Unternehmen<br />
Plusnet,<br />
das im Juni <strong>2019</strong> erworben wurde, zum<br />
Ergebnis bei.<br />
Das Geschäftsfeld Netze hat sich weiter<br />
positiv entwickelt. Das Adjusted EBITDA<br />
liegt bei 1024,6 Millionen Euro und erhöhte<br />
sich damit in den ersten neun Monaten<br />
<strong>2019</strong> um 4,6 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum.<br />
Wesentlichen Einfluss auf<br />
die positive Ergebnisentwicklung haben<br />
die gestiegenen Erlöse aus Netznutzung,<br />
insbesondere aufgrund gestiegener erforderlicher<br />
Investitionen in die Versorgungssicherheit<br />
und -zuverlässigkeit der Netze.<br />
Im Segment Erneuerbare Energien stieg<br />
das Adjusted EBITDA in den ersten neun<br />
Monaten <strong>2019</strong> deutlich auf 298,6 Millionen<br />
Euro. Das entspricht einem Plus von<br />
38,5 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Diese<br />
Verbesserung ist zum einen auf die Ergebnisbeiträge<br />
der Ende letzten Jahres in<br />
Schweden erworbenen Onshore-Windparks<br />
sowie auf insgesamt bessere Windverhältnisse<br />
bei den Onshore und Offshore<br />
Windparks in Deutschland zurückzuführen.<br />
Seit Beginn des dritten Quartals<br />
trägt zudem das französische Unternehmen<br />
Valeco zum Ergebnis bei. Die Offshore-Windparks<br />
Hohe See und Albatros werden<br />
im vierten Quartal <strong>2019</strong> zum Ergebnis<br />
beitragen.<br />
Das Segment Erzeugung und Handel liegt<br />
in den ersten neun Monaten <strong>2019</strong> bei einem<br />
Adjusted EBITDA von 192,6 Millionen<br />
Euro und mit plus 0,6 Prozent auf dem Niveau<br />
des Vorjahres. Im Vergleich zum Vorjahr<br />
sind die Terminpreise für die an den<br />
Großhandels- märkten verkauften Stromengen<br />
gestiegen. Gegenläufig wirkte der<br />
Entfall positiver Einmaleffekte, die das Ergebnis<br />
im Vorjahr geprägt hatten, sowie die<br />
unplanmäßige Verlängerung der Revisionen<br />
in den Kraftwerken Neckarwestheim<br />
(GKN2) und Philippsburg (KKP2).<br />
Die Investitionen des EnBW-Konzerns haben<br />
sich mit rund 2,13 Milliarden Euro gegenüber<br />
dem Vorjahr (1,02 Mrd. Euro)<br />
verdoppelt. Dies liegt wesentlich am Erwerb<br />
des Wind- und Solarunternehmens<br />
Valeco sowie dem Erwerb der Plusnet<br />
GmbH. Beide Unternehmen unterstützen<br />
die strategische Ausrichtung der EnBW.<br />
Weitere Investitionen flossen in die Fertigstellung<br />
der Offshore-Windparks EnBW<br />
Hohe See und EnBW Albatros. Diese stehen<br />
vor der Inbetriebnahme. Alle 87 Anlagen<br />
sind fertig errichtet. Noch vor Jahresende<br />
sollen beide Windparks mit einer Leistung<br />
von insgesamt 609 MW ans Netz gehen.<br />
Finanzvorstand Thomas Kusterer: „Dabei<br />
ist uns bewusst, dass die mit Valeco und<br />
Plusnet vorgezogenen Wachstumsinvestitionen<br />
natürlich auch unseren finanziellen<br />
Anspannungsgrad erhöhen. Zusätzlich belastend<br />
wirkt das Niedrigzinsumfeld mit<br />
Blick auf unsere Pensions- und Kernenergierückstellungen.<br />
Entsprechend sorgfältig<br />
werden wir unsere weiteren Investitionen<br />
planen und steuern.“ (193510808)<br />
LLwww.enbw.com<br />
E.ON: Essen und Dortmund<br />
bleiben wichtige E.ON-Standorte<br />
(eon) Die Ruhrgebietsmetropolen Essen<br />
und Dortmund werden auch nach der<br />
Übernahme von innogy durch E.ON sehr<br />
wichtige Konzernstandorte bleiben. Dies<br />
bestätigte das Energieunternehmen heute.<br />
Essen bleibt die Energiehauptstadt in<br />
Deutschland und wird auch in Zukunft der<br />
zentrale Standort der neuen E.ON in<br />
Deutschland sein. Die Ruhrmetropole<br />
bleibt Sitz des Konzerns und aller nationalen<br />
und internationalen Netzsteuerungsfunktionen.<br />
Zudem wird hier die neu gegründete<br />
Holding des größten deutschen<br />
Verteilnetzbetreibers, die „Westenergie“,<br />
angesiedelt. Von Essen aus wird E.ON auch<br />
Innovationen steuern. Hierzu zählen beispielsweise<br />
innovative Projekte auf dem<br />
Gelände des UNESCO Weltkulturerbes<br />
Zollverein. Essen wird darüber hinaus<br />
Kernstandort des Geschäftskundenvertriebs<br />
in Deutschland sein.<br />
Dortmund bleibt einer der größten<br />
Standorte der neuen E.ON in Deutschland.<br />
Die westfälische Metropole ist auch künftig<br />
mit der Westnetz Heimat des mit Abstand<br />
größten Verteilnetzbetreibers von E.ON in<br />
Deutschland und bereits heute wichtiger<br />
Standort für das bedeutsame Zukunftsgeschäfts<br />
Elektromobilität. In Dortmund<br />
wird zudem das vertriebliche Zukunftsgeschäft<br />
„City Energy Solutions“ gestärkt –<br />
Quartiers- oder Wärme-Lösungen sind für<br />
den nachhaltigen Umbau des Energiesystems<br />
ein entscheidender Baustein.<br />
Die bayerische Landeshauptstadt München<br />
wird auch weiterhin ein wichtiger<br />
Vertriebsstandort von E.ON sein, an dem<br />
wichtige Funktionen zum deutschlandweiten<br />
Strom- und Gasgeschäft zusammengefasst<br />
sind.<br />
Das Standortkonzept, dessen Details<br />
noch entwickelt und dann mit den zuständigen<br />
Arbeitnehmervertretern besprochen<br />
werden, wird gleichzeitig die Anforderungen<br />
aus dem operativen Geschäft gewährleisten<br />
und notwendige Synergien unterstützen.<br />
Dabei sollten die Auswirkungen<br />
auf die Mitarbeiter so gering wie möglich<br />
gehalten werden. Für Essen und Dortmund<br />
erwartet E.ON insofern kurz- und mittelfristig<br />
Auswirkungen auf Arbeitsplätze,<br />
sieht aber für beide Städte ein gutes Fundament<br />
für eine gesunde langfristige<br />
Zukunfts entwicklung im Gleichklang mit<br />
der Entwicklung der neuen E.ON.<br />
(1935108<strong>11</strong>)<br />
LLwww.eon.com<br />
16
en<br />
hmern<br />
n im<br />
ber,<br />
ÖL IM KRAFTWERK<br />
Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit<br />
DIENSTAG, 24. MÄRZ 2020<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Schwerpunktthema <strong>11</strong> l <strong>2019</strong> Ölsystem und Reinigung,<br />
Members´News<br />
12:00 h Begrüßung<br />
<strong>VGB</strong>-WORKSHOP<br />
Schwingungsanalyse während des<br />
Ursachen thermischer Anstreifschäden<br />
Dampfturbinenbetriebes<br />
Peter Richter, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V., Essen<br />
24./25. MÄRZ 2020, BEDBURG<br />
12:15 h Anforderungen an Turbinenöle<br />
Proactive Maintenance – Online Fluidmonitoring und<br />
Pflege<br />
Oftmals treten nach Revisionen Fehler an Lagern, Dichtungen<br />
Andreas Busch und Berk Saracoglu,<br />
ÖL und IM Ölsystemen KRAFTWERK<br />
auf. Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern<br />
HYDAC FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar<br />
Möglichkeiten einer Analyse von Fehlern und Auffälligkeiten im<br />
12:45 h Praktische Vorführung und Diskussion<br />
Verfahrenstechnik Laufverhalten – verursacht Turbinenbetrieb durch Ausrichtungsfehler, mit Lagergeometrien<br />
und Ölqualität – während aufzuzeigen. des Dampfturbinenbetriebes HYDAC FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar<br />
Schwerpunktthema Ölsystem und Reinigung,<br />
Andreas Busch und Berk Saracoglu,<br />
Schwingungsanalyse<br />
24. UND Verschiedene 25. Turbinenöl- MÄRZ und 2020 Schwingungs-Monitoring-<br />
IN BEDBURG | LANDHAUS 13:15 DANIELSHOF<br />
h Mittagspause<br />
Hauptstraße Methoden 3d werden | 50181 in diesem Bedburg Workshop vorgestellt.<br />
14:00 h Gebrauchtölmonitoring anhand von Laboranalysen<br />
Dr. Jens Steidtner, RWE Power AG, Frechen<br />
Schwerpunkte sind unter anderem:<br />
Oftmals treten nach Revisionen Fehler an Lagern, Dichtungen und Ölsystemen | Reinigung 14:45 h von Ölsystemen Die tragende Rolle des Öls – Grundlagen der<br />
‐ Turbinenöl-Monitoring<br />
auf. Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern Möglichkeiten einer Analyse | Laufverhalten von Turbinen<br />
Gleitlagertechnik<br />
von Fehlern ‐ und Fluidengineering<br />
Auffälligkeiten im Laufverhalten – verursacht durch Ausrichtungsfehler,<br />
‐ Lagergeometrien Ausrichtungsempfehlung und Ölqualität – aufzuzeigen.<br />
Gleitlagertechnik Essen GmbH, Essen<br />
Dr. Stefan Verstege,<br />
Praktische Vorführungen runden den Workshop ab.<br />
Unsere Workshop-Themen sprechen die Zielgruppe Betreiber, Planer und Instandhaltungspersonal<br />
an.<br />
Verschiedene ‐ Lagergeometrien<br />
Turbinenöl- und Schwingungs-Monitoring-Methoden werden in 15:15 h Gleitlagerschäden in der Überwachung<br />
diesem Workshop ‐ Reinigung vorgestellt. von Ölsystemen<br />
Clemens Bueren, Siempelkamp NIS<br />
Fragen aus dem Teilnehmerkreis<br />
‐ Laufverhalten von Turbinen<br />
Ingenieurgesellschaft werden gerne mbH, im Vorfeld Essen entgegengenommen<br />
und vor Ort gemeinsam diskutiert.<br />
Schwerpunkte sind unter anderem:<br />
| Turbinenöl-Monitoring<br />
16:00 h Standortbesichtigung Kraftwerk Neurath<br />
Ihre Fragen senden Sie bitte an vgb-oil-pp@vgb.org<br />
| Fluidengineering Praktische Vorführungen runden den Workshop ab.<br />
18:30 h<br />
Wir freuen uns darauf, Abendveranstaltung<br />
Sie in Bedburg begrüßen zu dürfen.<br />
| Ausrichtungsempfehlung<br />
Unsere Workshop-Themen sprechen die Zielgruppe Betreiber,<br />
| Lagergeometrien<br />
Planer und Instandhaltungspersonal an.<br />
PROGRAMM<br />
10:45<br />
PROGRAMM<br />
h Typische Schadensbilder und deren Ursachen bei<br />
Turbogetrieben<br />
PROGRAMM ÄNDERUNGEN Fragen aus VORBEHALTEN<br />
dem (Änderungen Teilnehmerkreis vorbehalten) werden gerne im Vorfeld<br />
ÄNDERUNGEN VORBEHALTEN<br />
David Ziolko, J.M. Voith SE & Co. KG, Crailsheim<br />
entgegengenommen und vor Ort gemeinsam diskutiert.<br />
DIENSTAG, 24. MÄRZ 2020<br />
Ihre Fragen senden Sie bitte an vgb-oil-pp@vgb.org<br />
<strong>11</strong>:15 MITTWOCH, h Wuchten 25. von Rotoren MÄRZ 2020<br />
Chance oder Luxus?<br />
12:00 h Begrüßung<br />
09:00 h Reinigung und Spülen von Ölsystemen nach<br />
Dr. Matthias Humer, Uniper Anlagenservice GmbH,<br />
Wir freuen Ursachen uns darauf, thermischer Sie in Bedburg Anstreifschäden begrüßen zu dürfen.<br />
<strong>VGB</strong>-S-030<br />
Essen<br />
Peter Richter, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V., Essen<br />
Heiko Fingerholz, <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH,<br />
<strong>11</strong>:45 h Praktische Vorführung und Diskussion<br />
12:15 h Essen, im Anforderungen November <strong>2019</strong><br />
Gelsenkirchen<br />
an Turbinenöle<br />
Clemens Bueren, Siempelkamp NIS<br />
Proactive Maintenance – Online Fluidmonitoring und<br />
09:45 h Praktische Vorführung und Diskussion<br />
Ingenieurgesellschaft mbH, Essen<br />
Pflege<br />
Heiko Fingerholz, <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH,<br />
Andreas Busch und Berk Saracoglu,<br />
12:15 h Mittagspause Gelsenkirchen<br />
HYDAC FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar<br />
13:0010:15 h h Empfehlung Kaffeepause für Überwachung und Monitoring an<br />
12:45 h Praktische Vorführung und Diskussion<br />
Dampfturbinen von 0,8 bis 800 MW<br />
PROGRAMM<br />
10:45 h Typische Schadensbilder und deren Ursachen bei<br />
Andreas Busch und Berk Saracoglu,<br />
Clemens Turbogetrieben<br />
Bueren, Siempelkamp NIS<br />
ÄNDERUNGEN HYDAC VORBEHALTEN<br />
FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar<br />
Ingenieurgesellschaft David Ziolko, J.M. mbH, Voith Essen SE und & Co. Dr. KG, Matthias Crailsheim<br />
13:15 DIENSTAG, h Mittagspause 24. MÄRZ 2020<br />
<strong>11</strong>:15 h<br />
Humer, Uniper Anlagenservice GmbH, Essen<br />
Wuchten von Rotoren<br />
14:00 h Gebrauchtölmonitoring anhand von Laboranalysen 13:45 h Abschlussdiskussion<br />
Chance oder Luxus?<br />
12:00 h Begrüßung<br />
Dr. Jens Ursachen Steidtner, thermischer RWE Power Anstreifschäden<br />
AG, Frechen<br />
Dr. Matthias Humer, Uniper Anlagenservice GmbH,<br />
14:30 h Ende der Essen Veranstaltung<br />
14:45 h Die tragende Peter Richter, Rolle <strong>VGB</strong> des Öls PowerTech – Grundlagen e.V., Essen der<br />
12:15 h Gleitlagertechnik<br />
<strong>11</strong>:45 h Praktische Vorführung und Diskussion<br />
Anforderungen an Turbinenöle<br />
Dr. Stefan Proactive Verstege,<br />
Clemens Bueren, Siempelkamp NIS<br />
Maintenance – Online Fluidmonitoring und<br />
Gleitlagertechnik Pflege Essen GmbH, Essen<br />
Ingenieurgesellschaft mbH, Essen<br />
15:15 h Gleitlagerschäden Andreas Busch in und der Berk Überwachung Saracoglu,<br />
12:15 h Mittagspause<br />
Clemens HYDAC Bueren, FILTER Siempelkamp SYSTEMS NIS GMBH, Sulzbach/Saar<br />
13:00 h Mit freundlicher Empfehlung Unterstützung für Überwachung von und Monitoring an<br />
12:45 h Ingenieurgesellschaft Praktische Vorführung mbH, Essen und Diskussion<br />
Dampfturbinen von 0,8 bis 800 MW<br />
16:00 h Standortbesichtigung Andreas Busch und Kraftwerk Berk Saracoglu, Neurath<br />
Clemens Bueren, Siempelkamp NIS<br />
HYDAC FILTER SYSTEMS GMBH, Sulzbach/Saar<br />
Ingenieurgesellschaft mbH, Essen und Dr. Matthias<br />
18:30 h Abendveranstaltung<br />
13:15 h Mittagspause<br />
Humer, Uniper Anlagenservice GmbH, Essen<br />
14:00 h Gebrauchtölmonitoring anhand von Laboranalysen 13:45 h Abschlussdiskussion<br />
ANMELDEUNTERLAGEN Dr. Jens Steidtner, RWE Power AG, Frechen<br />
PROGRAMM<br />
14:30 h Ende der Veranstaltung<br />
www.vgb.org<br />
ÄNDERUNGEN<br />
14:45 Menü: h Veranstaltungen<br />
VORBEHALTEN<br />
Die tragende Rolle des Öls – Grundlagen der<br />
ONLINEANMELDUNG Gleitlagertechnik<br />
ww.vgb.org/oel_kraftwerk_anmeldung.html<br />
MITTWOCH, 25. Dr. MÄRZ Stefan Verstege, 2020<br />
TEILNEHMERGEBÜHREN/HINWEISE<br />
Gleitlagertechnik Essen GmbH, Essen<br />
09:00 h Reinigung und Spülen von Ölsystemen nach<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglieder € 650,00<br />
AKTUELLE INFORMATIONEN<br />
15:15 h <strong>VGB</strong>-S-030 Gleitlagerschäden in der Überwachung<br />
Nichtmitglieder € 1.000,00<br />
www.vgb.org/oel_kraftwerk_20.html<br />
Heiko Fingerholz, Clemens Bueren, <strong>VGB</strong> PowerTech Siempelkamp Service NIS GmbH,<br />
Mit freundlicher Unterstützung von<br />
Datenschutzhinweise: www.vgb.org/datenschutzhinweis.html<br />
KONTAKT Gelsenkirchen Ingenieurgesellschaft mbH, Essen<br />
Koordination:<br />
09:4516:00 Diana<br />
h h<br />
Ringhoff<br />
Praktische Standortbesichtigung<br />
| E: vgb-oil-pp@vgb.org<br />
Vorführung und Diskussion Kraftwerk Neurath<br />
18:30 h Heiko Fingerholz,<br />
Abendveranstaltung<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH,<br />
Gelsenkirchen<br />
10:15 h Kaffeepause<br />
PROGRAMM<br />
ÄNDERUNGEN VORBEHALTEN<br />
17<br />
<strong>11</strong><br />
<strong>11</strong><br />
12<br />
13<br />
13<br />
14
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
„TÜV-Plakette“ für das Energieund<br />
Umweltmanagement der<br />
ENERVIE Gruppe<br />
Erfolgreich rezertifiziert: Michael Lotz, Leiter Managementsysteme Mitte-West, OBS Systemzertifizierung<br />
TÜV NORD (links), übergab ENERVIE Vorstandssprecher Erik Höhne (2.v.r.),<br />
Thomas Leuschner (Leiter Arbeits-/Umweltschutz ENERVIE und Geschäftsführer ADUG, 2.v.l.) und<br />
Matias Busse (Energiemanager ADUG, rechts) das Zertifikat.<br />
E.ON plant Bau eines<br />
Biomassekraftwerks im<br />
UPM Werk Hürth<br />
(eon) E.ON plant den Bau eines Biomassekraftwerks<br />
auf dem Gelände des UPM Papierwerks<br />
in Hürth. Die neue Anlage ist auf<br />
eine elektrische Leistung von 20 Megawatt<br />
(MW) sowie eine thermische Feuerungsleistung<br />
von 87 MW ausgelegt. E.ON plant<br />
Investitionen von rund <strong>11</strong>0 Millionen Euro<br />
in das Projekt und mehr als 30 neue Arbeitsplätze<br />
sollen entstehen.<br />
Das Kraftwerk wird neben der Wärmeversorgung<br />
des Werks Hürth auch erneuerbare<br />
Energie in das Stromnetz einspeisen und<br />
wird so zur Energiewende, zum Klimaschutz<br />
und zur Stabilität des öffentlichen<br />
Stromnetzes in Deutschland beitragen.<br />
Den Brennstoff Restholz bezieht E.ON aus<br />
dem regionalen Umfeld. Im ersten Quartal<br />
2022 soll die Anlage in Betrieb gehen.<br />
E.ON Vorstandsmitglied Karsten Wildberger:<br />
„Gemeinsam mit UPM werden wir<br />
zeigen, dass eine wirtschaftliche und verlässliche,<br />
nahezu CO 2 -neutrale Energieversorgung<br />
eines energieintensiven Industriebetriebs<br />
möglich ist. Wir bringen unsere<br />
Erfahrung und eine ausgereifte Technik in<br />
die Partnerschaft ein. UPM und E.ON liefern<br />
damit ein Beispiel für die klimafreundliche<br />
Energieversorgung der Wirtschaft,<br />
das weit über die Papierbranche hinausreichen<br />
wird.“<br />
„Durch die neue Versorgung kann das<br />
Werk UPM Hürth seinen CO 2 -Fußabdruck<br />
signifikant senken. Das Projekt unterstützt<br />
den langfristig geplanten Ausstieg aus der<br />
Kohleverstromung in Deutschland“, sagt<br />
Winfried Schaur, Vorstandsmitglied von<br />
UPM. „Die neue Anlage soll eine stabile<br />
und wirtschaftlich planbare Wärmeversorgung<br />
des Standorts sicherstellen und unseren<br />
schon heute auf 100 Prozent Altpapier<br />
basierenden Produktionskreislauf in Hürth<br />
noch nachhaltiger machen“, so Schaur abschließend.<br />
Beide Unternehmen kooperieren bereits<br />
am UPM-Standort im bayrischen Plattling.<br />
Dort versorgt E.ON die Papierfabrik mit einem<br />
hocheffizienten Gas- und Dampfkraftwerk.<br />
Biomassekraftwerke im industriellen<br />
Maßstab betreibt E.ON auch in Großbritannien<br />
und Schweden.<br />
Über UPM<br />
UPM liefert erneuerbare und verantwortungsvolle<br />
Lösungen sowie Innovationen<br />
für eine Zukunft ohne fossile Rohstoffe.<br />
Der Konzern besteht aus sechs Geschäftsbereichen:<br />
UPM Biorefining, UPM Energy,<br />
UPM Raflatac, UPM Specialty Papers, UPM<br />
Communication Papers und UPM Plywood.<br />
Das Unternehmen beschäftigt weltweit<br />
etwa 19.000 Mitarbeiter und die Umsatzerlöse<br />
liegen bei etwa 10,5 Milliarden Euro<br />
pro Jahr.<br />
UPM Communication Papers<br />
UPM Communication Papers ist der weltweit<br />
führende Hersteller von grafischen<br />
Papieren und bietet seinen Kunden aus der<br />
Werbebranche, dem Verlagswesen und Anwendern<br />
aus den Bereichen Home und Office<br />
eine umfangreiche Produktpalette. Die<br />
leistungsstarken Papiere und Service-Konzepte<br />
von UPM schaffen Mehrwert für Unternehmenskunden<br />
und erfüllen zugleich<br />
aktiv die strengsten Kriterien für Umweltschutz<br />
und soziale Verantwortung. Mit<br />
Hauptsitz in Deutschland beschäftigt UPM<br />
Communication Papers etwa 8.000 Mitarbeiter.<br />
Weitere Informationen zu UPM<br />
Communication Papers und allen Produkten<br />
finden Sie unter www.upmpaper.de<br />
(193510812)<br />
LLwww.eon.com<br />
(enervie) Erstmals wurden Energiemanagement<br />
und Umweltschutz in einem integrierten<br />
Managementsystem der ENER-<br />
VIE Gruppe betrachtet und vom TÜV<br />
NORD rezertifiziert. Die Unternehmen im<br />
Konzern erhielten unter diesen erweiterten<br />
Vorgaben nun die Zertifikate nach DIN EN<br />
ISO 50001 und DIN EN ISO 14001.<br />
„Herzlichen Glückwunsch zur erfolgreichen<br />
Zertifizierung“, konnte Michael Lotz,<br />
Leiter Managementsysteme Mitte-West,<br />
OBS Systemzertifizierung TÜV NORD,<br />
dann bei der Übergabe der Zertifikate den<br />
ENERVIE Verantwortlichen sagen. „In der<br />
Energiebranche stellen sich bisher nur wenige<br />
Unternehmen dieser doppelten Prüfung.<br />
Umso mehr ist es erfreulich, dass Sie<br />
hier im Einzelnen sowie im Ganzen in Sachen<br />
Energieeffizienz und Umweltschutz<br />
die Anforderungen der jeweiligen Norm<br />
erfüllen.“<br />
„Ein sehr gutes Ergebnis – und die Bestätigung,<br />
dass wir in Sachen Energie und<br />
Umwelt richtig unterwegs sind“, freut sich<br />
Erik Höhne als Vorstandssprecher der<br />
Gruppe. Mit der Zertifizierung verpflichtet<br />
sich die ENERVIE Gruppe zudem zur stetigen<br />
Verbesserung im Ressourcen- und Umweltschutz.<br />
„Eine Herausforderung, zu der<br />
wir uns als Energieunternehmen und im<br />
Sinn unserer Kunden stellen.“ Das Knowhow<br />
aus dem Unternehmen fließt für ihn<br />
beispielsweise extern in der Initiative zum<br />
kommunalen Energie- und Ressourcennetzwerk<br />
„KERN“, die von der ENERVIE<br />
Gruppe gestartet wurde, zusammen. Im<br />
Netzwerk gehen die Kommunen in der Region<br />
gezielt Klimaschutzprojekte im öffentlichen<br />
Raum an.<br />
Gemeinsam mit Betrieben Klimaschutz<br />
voranbringen<br />
„Um Erfolge in Sachen Klimaschutz zu<br />
erzielen, sind Energiemanagement, -audits<br />
und -controlling sowie CO 2 -Bilanzierung<br />
wichtige Werkzeuge. Wir unterstützen Unternehmen<br />
auf dem Weg zur Energie- und<br />
Ressourceneffizienz und beraten zu Maßnahmen,<br />
die den Klimaschutz verstärken<br />
und sich zudem wirtschaftlich für die Betriebe<br />
darstellen“, berichtet Thomas Leuschner<br />
als verantwortlicher Leiter Arbeitsund<br />
Umweltschutz und Geschäftsführer<br />
der Tochtergesellschaft ADUG.<br />
Weitere Informationen: www.enerviegruppe.de/Home/Verantwortung.aspx.<br />
(193510813)<br />
LLwww.enervie-gruppe.de<br />
18
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
ESB and Equinor announce<br />
partnership to deliver potential<br />
offshore wind projects<br />
(esb) ESB is pleased to announce that it has<br />
entered into a partnership with Equinor, a<br />
Norwegian-based energy company.<br />
The partnership will work to identify<br />
suitable sites for new offshore windfarms<br />
in Irish waters and work to mature potential<br />
future wind projects. The potential for<br />
energy storage technology and other technologies<br />
to complement offshore wind operations<br />
will also be examined.<br />
It is the ambition of the partnership to explore<br />
opportunities for large scale wind projects<br />
towards commercial operation by<br />
2030, thus contributing to the wider goals<br />
of the Irish Government on energy transition.<br />
Furthermore, this agreement strengthens<br />
ESB’s commitment to the development<br />
of an offshore wind portfolio in the Irish<br />
market, building on a recent investment in<br />
the Galloper offshore windfarm in the UK<br />
and making an important contribution to<br />
ESB’s Brighter Future Strategy. This partnership<br />
will also support the Government’s<br />
2050 vision for a net zero carbon economy<br />
through fixed and floating offshore wind<br />
farms and enabling technologies.<br />
The partnership is founded on a longterm<br />
vision held by both participants to<br />
develop well-designed offshore wind projects<br />
of scale, taking into account the needs<br />
and interests of key stakeholders.<br />
Equinor has significant global experience<br />
in the development and operation of offshore<br />
wind energy projects which complement<br />
ESB’s existing expertise and experience<br />
of developing and operating generation<br />
projects in the Irish and UK market.<br />
Welcoming the partnership, ESB Generation<br />
and Trading Executive Director Jim<br />
Dollard, says: “Through this partnership,<br />
we are demonstrating our commitment to<br />
creating a low-carbon future, powered by<br />
clean electricity. The delivery of offshore<br />
wind projects in Ireland further supports<br />
our strategy to significantly reduce the carbon<br />
intensity of the electricity we generate.<br />
By collaborating with innovative,<br />
like-minded organisations such as Equinor<br />
we will play a leading role in the transition<br />
to a clean energy future. Equinor’s scale<br />
and capabilities making them an ideal<br />
long-term partner. Today’s announcement<br />
represents a significant commitment by<br />
ESB in offshore wind in Ireland.”<br />
The initiation of this partnership is timely.<br />
The Government’s Climate Action Plan, published<br />
in June of this year, set a target to have<br />
at least 3.5GW of offshore wind for Ireland<br />
in the next decade, which will help renewables<br />
account for 70 percent of electricity generation<br />
by 2030. With a sea area almost 10<br />
times the size of its landmass, Ireland has<br />
very significant offshore wind capacity.<br />
EVN: Über 1.000 Anlagen fest im Blick. VN Mitarbeiter Karl Meisinger und Bernd Muik<br />
(Foto: EVN/Rumpler)<br />
With a sea area almost 10 times the size of<br />
its landmass, Ireland has very significant<br />
offshore wind capacity.<br />
“We are looking forward to a strong collaboration<br />
with ESB, where we will jointly<br />
explore offshore wind opportunities in the<br />
Irish market. ESB brings local knowledge<br />
and expertise and in the ongoing energy<br />
transition offshore wind can contribute as<br />
an important source of renewable providing<br />
energy to people and progress to society,”<br />
says Senior Vice President for business<br />
development in New Energy Solutions,<br />
Equinor Jens O. Økland. (193510815)<br />
LLwww.esb.ie<br />
EVN: Über 1.000 Anlagen<br />
fest im Blick<br />
Neue Zentralwarte geht rechtzeitig vor<br />
Heizsaison in Betrieb<br />
Über 1.000 Anlagen werden künftig mit<br />
Hilfe der neuen Warte in Mödling zentral<br />
überwacht. Dazu gehören auch die Biomasse-Anlagen<br />
der Thermenregion, dem<br />
größten Naturwärmenetz Österreichs.<br />
„Das Netz hat eine Länge von rund 150<br />
Kilometern und erstreckt sich über <strong>11</strong> Gemeinden.<br />
Die EVN Wärme versorgt ca.<br />
30.000 Kunden mit Wärme, Warmwasser<br />
und Klima-Raumkühlung“, so EVN Sprecher<br />
Stefan Zach.<br />
Gleichzeitig werden aber auch alle anderen<br />
Wärme-Anlagen und Netze der EVN<br />
Wärme überwacht. „Für die sichere Versorgung<br />
arbeiten in der Warte 2 bis 3 Mitarbeiter<br />
rund um die Uhr“, so Zach. „Im Mittelpunkt<br />
steht dabei die permanente Überwachung<br />
der Anlagen und Netze.<br />
Gegebenenfalls wird von hier aus auch die<br />
Störungsbehebung eingeleitet.“<br />
EVN Wärme GmbH<br />
Der Einsatz erneuerbarer Energien ist für<br />
die EVN insbesondere im Wärmebereich<br />
seit vielen Jahren von großer Bedeutung.<br />
Die EVN betreibt heute mit Partnern aus<br />
der Landwirtschaft und der Sägeindustrie<br />
bereits über 60 Biomasseanlagen in ganz<br />
Niederösterreich. Etwa zwei Drittel der gelieferten<br />
kommunalen Fernwärme wird<br />
aus Biomasse erzeugt. Durch die enge Kooperation<br />
der EVN mit der regionalen<br />
Land- und Forstwirtschaft bleibt die Wertschöpfung<br />
der Region erhalten. Die EVN<br />
setzt auf regionale Biomasse und arbeitet<br />
nur mit österreichischen Partnern. Mit einem<br />
Einsatz von rund 1,5 Millionen<br />
Schüttraummeter Hackschnitzel ist die<br />
EVN der größte Naturwärmeversorger aus<br />
Biomasse in Österreich. (193510824)<br />
LLwww.evn.at<br />
Eskom shares the Transmission<br />
Development Plan for<br />
2020 to 2029<br />
(eskom) Eskom shared its Transmission<br />
Development Plan (TDP) for the period<br />
2020 to 2029 with different stakeholders<br />
at a public forum in Midrand. This is part of<br />
Eskom’s Transmission licence requirements<br />
issued by the National Energy Regulator<br />
of South Africa (Nersa), which requires<br />
Eskom to publish a TDP annually.<br />
This forum forms part of a consultative<br />
process where industry, various business<br />
sectors, local government and other infrastructure<br />
development partners, get to influence<br />
the long-term development plan of<br />
the transmission system.<br />
Segomoco Scheppers, Group Executive<br />
for Transmission says, “Some adjustments<br />
have been made to the TDP since its last<br />
publication in 2018, which include the<br />
re-phasing of capital investment in transmission<br />
projects to align with the project<br />
execution timelines associated with servitude<br />
acquisitions and current available<br />
funding.”<br />
Significant progress has also been made in<br />
the establishment of a transmission network<br />
to enable the successful connection of<br />
additional generation from Medupi and Kusile<br />
to the national grid. Furthermore, approximately<br />
379 km of lines and 540 MVA<br />
19
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>-FACHTAGUNG<br />
DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE-<br />
UND HEIZKRAFTWERKE & BHKW 2020<br />
mit Fachausstellung<br />
(17.) 18. UND 19. MÄRZ 2020 IN PAPENBURG<br />
VERANSTALTUNGSORT<br />
Hotel Alte Werft Papenburg<br />
Ölmühlenweg 1<br />
26871 Papenburg<br />
L www.hotel-alte-werft.de<br />
Um die aktuellen und zukünftigen energiepolitischen Anforderungen<br />
mit den bestmöglichen technologischen Entwicklungen zu<br />
begleiten, stellt die <strong>VGB</strong>-Fachtagung „Dampferzeuger, Industrieund<br />
Heizkraftwerke & BHKW“ im Jahr 2020 neben den<br />
Themen<br />
| Flexibilisierung,<br />
| Speichertechnologien und<br />
| geänderte Gesetzgebung im Zusammenhang mit den<br />
zukünftigen Grenzwerten und technische Umsetzung<br />
die „Energietechniken der Zukunft – Wechsel von Kohle zu<br />
Energien der Zukunft“ in den Fokus.<br />
Aktuelle Betriebserfahrungen mit neuen Technologien sowie<br />
praktischen Anwendungen werden diskutiert. Ziel dieser<br />
Fach tagung ist es, durch einen aktiven und zielgerichteten<br />
Erfahrungsaustausch die Chance nutzen, auch zukünftig optimale<br />
technische Aufstellungen zu definieren. Neben einem attraktiven,<br />
aktuellen und zielgerichteten Vortragsprogramm soll ein intensiver<br />
Erfahrungsaustausch zwischen den Betreibern und Herstellern<br />
stattfinden. Dazu präsentieren sich unsere Kooperationspartner in<br />
der begleitenden Fachausstellung.<br />
Parallel zur Fachtagung findet am 18. März 2020 die<br />
Sektion „BHKW“ statt.<br />
Der verstärkte dezentrale Einsatz von Blockheizkraftwerken<br />
(BHKW) ist ein Weg, um stark schwankende Einspeisungen<br />
von erneuerbaren Energien auszugleichen. Der Betrieb wird<br />
durch Förderungen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes<br />
(KWKG) unterstützt. Die Motorentechnik bietet die Möglichkeit,<br />
hohe Lastwechsel gradienten zu bedienen, bei kurzer Anfahrzeit<br />
und nur geringem technischen Aufwand bei der Warmhaltung.<br />
Diesen Eigenschaften geschuldet, ist eine stark wachsende<br />
Bedeutung der Verbrennungsmotoren im Bereich der Stromund<br />
Wärmeerzeugung festzustellen.<br />
Nutzen Sie diese <strong>VGB</strong>-Veranstaltung als Plattform für Ihr<br />
Networking und einen Erfahrungsaustausch unter Fachleuten.<br />
Wir können die Herausforderungen des Wandels in der<br />
Energieerzeugung gemeinsam meistern.<br />
Auf Wiedersehen in Papenburg!<br />
TAGUNGSPROGRAMM<br />
(Änderungen vorbehalten)<br />
10:00<br />
bis<br />
16:00<br />
DIENSTAG, 17. MÄRZ 2020<br />
1) Sitzung „TG Industrie- und Heizkraftwerke“<br />
Werner Hartwig, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
2) Sitzung „PG BHKW“<br />
Andreas Böser, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
18:00 Get-Together in der Ausstellung<br />
MITTWOCH, 18. MÄRZ 2020<br />
08:00 Registrierung & Besuch der Fachausstellung<br />
Sektionsleitung: Michael Schütz, RWE AG, Essen<br />
Werner Hartwig, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V., Essen<br />
09:00 Begrüßung<br />
09:15<br />
V 01<br />
09:45<br />
V 02<br />
10:15<br />
V 03<br />
<strong>11</strong>:30<br />
V 04<br />
12:00<br />
V 05<br />
Implikation ambitionierter Klimapfade auf<br />
die deutsche Energiewirtschaft<br />
Stefan Schönberger;<br />
Boston Consulting Group, Hamburg<br />
Die neue 13. BImSchV – Finden Luftreinhaltung und<br />
Energiewende endlich zusammen?<br />
Dr.-Ing. Martin Ruhrberg, BDEW Bundesverband der<br />
Energie & Wasserwirtschaft e.V., Berlin<br />
Jenseits der Kohle, jenseits des Holzes,<br />
die Fabrik als Wald<br />
Marinus Tabak, RWE Generation NL, Niederlande<br />
Unterschiedliche Gasqualitäten und Anforderungen<br />
an die Umwandlungsprozesse<br />
Dr. Matthias Werschy, DBI Gut, Freiberg<br />
Konzept einer Energie- und Verwertungsanlage<br />
am Industriestandort Jänschwalde<br />
Günter Heimann, Frank Mielke,<br />
LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus<br />
12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung<br />
ONLINEANMELDUNG<br />
L www.vgb.org/dihkw_bhkw_anmeldung.html<br />
Stay in contact with us!<br />
‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html<br />
20
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>-FACHTAGUNG<br />
Members´News<br />
DAMPFERZEUGER, INDUSTRIE-<br />
UND HEIZKRAFTWERKE &<br />
BHKW 2020<br />
14:00<br />
V 06<br />
14:30<br />
V 07<br />
Aktivkohle-Dosieranlage Lippendorf –<br />
Konzept, Errichtung und Betrieb<br />
A. Schröter, Ch. Rönisch, O. Höhne,<br />
LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus<br />
Praktische Erfahrung mit der Distran Ultra<br />
Hauptautor: Walter Umbricht, Distran, Zürich, Schweiz<br />
Co-Autor: Jörg Schubert, RWE Power AG,<br />
Kraftwerk Neurath<br />
MITTWOCH, 18. MÄRZ 2020<br />
BHKW-Sektion (Raum Elbe 1)<br />
B 01 –<br />
B 08<br />
Sektionsleitung: Steffen Lilienthal, HKW Cottbus mbH;<br />
Andreas Böser, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V., Essen<br />
09:00 Begrüßung der BHKW-Sektion<br />
09:15<br />
B 01<br />
09:45<br />
B 02<br />
10:15<br />
B 03<br />
<strong>11</strong>:30<br />
B 04<br />
12:00<br />
B 05<br />
Umstellung eines Wärmestandortes von Kohle<br />
auf Gas – HKW Stuttgart-Gaisburg<br />
Jens Rathert, EnBW, Stuttgart<br />
Technische Versicherung Allianz!<br />
Schadenerfahrungen und Beispiele von<br />
Versicherungslösungen für KWK-Anlagen<br />
Birte Trefz, Hans-Jürgen Mader,<br />
Allianz Versicherungs AG, Hamburg<br />
Gasmotoren KWK für erneuerbare Brennstoffe<br />
Dr. Klaus Payrhuber, Dr. Michael Url,<br />
INNIO Jenbacher GmbH & Co. OG, Austria<br />
Monitoring von Schmierstoffen und Gasmotoren –<br />
Welchen Beitrag die Schmierstoffanalytik leistet<br />
Stefan Mitterer, OELCHECK GmbH, Brannenburg<br />
Der Begriff des Standes der Technik in Bezug auf<br />
BImSchG und MVP-/LCP-Richtlinie mit Umsetzung<br />
durch 44. sowie 13. BImSchV.<br />
Stefan Hüsemann, Dr. Poppe AG, Kassel<br />
12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung<br />
14:00<br />
B 06<br />
14:30<br />
B 07<br />
15:00<br />
B 08<br />
Chance der Sektorenkopplung<br />
für großtechnische Verbrennungsanlagen<br />
Marc Jedamzic, Mitsubishi Hitachi Power<br />
Systems Europe GmbH, Duisburg<br />
Verwendung von Wasserstoff im BHKW<br />
Dr. Sebastian Ohler,<br />
Caterpillar Energy Solutions GmbH, Mannheim<br />
BHKW-Technologie für<br />
„grün“ erzeugten Wasserstoff<br />
Frank Grewe, F&E 2G Energietechnik GmbH, Heek<br />
DONNERSTAG, 19. MÄRZ 2020<br />
09:00 Besuch der Fachausstellung<br />
Sektionsleitung: Thomas Bahde, Vattenfall Wärme AG,<br />
Berlin; Werner Hartwig, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V., Essen<br />
09:30<br />
V 08<br />
Entwicklungspfade Thermischer Kraftwerke auf<br />
dem Weg zur EU-Kohlenstoffneutralität:<br />
Biomasse – Wasserstoff – Power to X<br />
Dr.-Ing. Christian Bergins, Mitsubishi Hitachi<br />
Power Systems Europe GmbH, Duisburg<br />
10:00<br />
V 09<br />
<strong>11</strong>:00<br />
V 10<br />
<strong>11</strong>:30<br />
V <strong>11</strong><br />
12:00<br />
V 12<br />
Entwicklung eines Beschichtungskonzepts zum<br />
Korrosionsschutz von Überhitzerstählen bei<br />
Biomasse (Mit-) Verbrennung in Kohlekraftwerken<br />
Tobias Meißner, DECHEMA-Forschungsinstitut, Frankfurt<br />
StoreToPower-Pilotanlage zur Entwicklung eines<br />
Wärmespeicherkraftwerks im Rheinischen Revier<br />
Dr. Witold Arnold, RWE Power AG, Essen<br />
Inbetriebnahmeprüfung von Kraftwerksanlagen<br />
nach BetrSichV<br />
Florian Birkeneder,<br />
TÜV Rheinland Industrie Service, Berlin<br />
„Gore System“ im Anwendungsfall<br />
Philipp Schauer, Erik Kühnel,<br />
Stadtwerke Chemnitz, Chemnitz<br />
12:30 Networking-Lunch in der Ausstellung<br />
14:00<br />
V 13<br />
14:30<br />
V 14<br />
15:00<br />
V 15<br />
15:30<br />
bis<br />
16:00<br />
Vorstellung der neuen Q 101 Dämmarbeiten an<br />
Kraftwerkskomponenten<br />
Thomas Ortlieb, G&H Isoliertechnik, Speyer<br />
Technische Lösungen für zukünftige<br />
Emissionsgrenzwerte<br />
Thomas Schröder, SAACKE GmbH, Bremen<br />
Trichterbeschichtung als Erosionsschutz an einem<br />
815/h Dampfkessel im Kraftwerk Jänschwalde<br />
Frank Graßmel,<br />
LEAG Lausitz Energie Kraftwerke AG, Peitz<br />
Abschlussdiskussion mit<br />
anschließendem Farewell-Coffee<br />
ORGANISATORISCHE HINWEISE<br />
VERANSTALTUNGSORT<br />
Hotel Alte Werft Papenburg<br />
Ölmühlenweg 1<br />
26871 Papenburg<br />
KONFERENZSPRACHEN<br />
Konferenzsprache: Deutsch<br />
(Simultanübersetzung nur bei erhöhtem Interesse)<br />
ANMELDUNG | ONLINE<br />
www.vgb.org/dihkw_bhkw_anmeldung.html<br />
bis zum 27. Februar 2020 (Redaktionsschluss des Teilnehmerverzeichnisses,<br />
spätere Anmeldung, auch vor Ort, möglich).<br />
TEILNEHMERGEBÜHREN/HINWEISE<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglieder € 750,00<br />
Nichtmitglieder € 990,00<br />
Hochschule, Behörde, Ruheständler € 300,00<br />
ABENDVERANSTALTUNG<br />
Am Mittwoch, 18. März 2020 ist jeder Teilnehmer herzlich zur<br />
Abendveranstaltung eingeladen. Es findet eine Besichtigung der Meyer<br />
Werft statt. Im Anschluss an die Besichtigung beginnt die Abendveranstaltung<br />
in der ‚Alten Werft‘.<br />
Kontakt: Barbara Bochynski | Tel. +49 201 8128-205 | Fax +49 201 8128-321 | E-Mail: vgb-dihkw@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org<br />
21
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
of transformation capacity were successfully<br />
commissioned in the <strong>2019</strong> financial year.<br />
A number of transmission substations<br />
and transformer capacity enhancement<br />
projects were commissioned in support of<br />
the Renewable Energy Independent Power<br />
Producer Procurement (REIPPP) Programme<br />
Bid Windows 1 to 3, increasing<br />
the number of connected projects to 67, totalling<br />
4,041 MW which was in operation<br />
by July <strong>2019</strong>.<br />
As part of the TDP for the period 2020 to<br />
2029, Eskom plans to increase its transmission<br />
infrastructure by approximately 4 800<br />
km of extra high voltage transmission lines<br />
and 35 000 MVA of transformer capacity<br />
over the next 10 years. This is part of Eskom’s<br />
commitment to capital investment in<br />
infrastructure and compliance with the<br />
South African Grid Code, which sets out<br />
the essential requirements for a reliable<br />
and efficient transmission system. All this<br />
takes place in the context of the Eskom<br />
Roadmap and the creation of the Transmission<br />
subsidiary,” said Scheppers.<br />
(193510819)<br />
LLwww.eskom.co.za<br />
Helen optimises district heat<br />
production as one of the means<br />
towards carbon neutrality<br />
(helen) Helen is improving energy efficiency<br />
in the district heating network by acquiring<br />
a digital control system that optimises<br />
the district heating network. The system<br />
will enable the reduction of both emissions<br />
and costs.<br />
The digital optimisation system for district<br />
heat production and network will enable<br />
the management of production, consumption<br />
and distribution in the entire district<br />
heating network through a single<br />
solution. The digital platform will allow efficient<br />
building of demand response control<br />
in the future. This will bring new possibilities<br />
for reducing both emissions and costs.<br />
The system in question is a real-time extension<br />
to Helen’s existing automation and<br />
production planning systems. The extension<br />
for Helen will be implemented by Valmet.<br />
The optimisation application for the<br />
district heating network is part of Valmet’s<br />
industrial internet services for customers<br />
in the energy industry.<br />
“With the system, we will improve the energy<br />
efficiency of the entire district heating<br />
network as the network can be used in a<br />
more optimal way, calculating the effects<br />
of transfer lags and temperatures in advance.<br />
The change in the operating model<br />
will enable reduced costs in energy procurement<br />
and decreased emissions,” says<br />
Helen’s Team Manager Miika Lindholm.<br />
“The system optimises the temperature,<br />
pressure differences and pumping of supply<br />
water in the district heating network<br />
and coordinates the outputs of the heating<br />
plants and district heat batteries. It will<br />
also enable automated management of the<br />
district heating network and plants,” Lindholm<br />
continues.<br />
The optimisation system is due to be commissioned<br />
in spring 2021.<br />
Helen aims for carbon neutrality by 2035<br />
“Helen aims towards carbon-neutral energy<br />
production, and the optimisation of<br />
district heat production and the district<br />
heating network is one of our numerous<br />
means of attaining this objective,” says<br />
Helen’s Director Heikki Hapuli.<br />
By 2025, Helen will reduce carbon dioxide<br />
emissions by 40 per cent compared to<br />
the 1990 level, increase the share of renewable<br />
energy in energy production to 25 per<br />
cent, and halve the amount of coal used.<br />
Helen will phase out the use of coal in full<br />
by 2029. Helen’s energy production will be<br />
carbon neutral in 2035. (193510828)<br />
Facts:<br />
• Helen is acquiring an adaptive control<br />
system that optimises the district heating<br />
network.<br />
• The system will improve energy efficiency<br />
in the district heating network.<br />
• It will reduce the costs and emissions of<br />
energy procurement.<br />
• The system will be implemented by Valmet<br />
Automation Oy, and it will become<br />
operational in spring 2021.<br />
LLwww.helen.fi<br />
innogy versorgt die Asahi<br />
Brauereien in Polen mit Ökostrom<br />
• Langfristiger Stromliefervertrag für<br />
zehn Jahre<br />
• Onshore-Windpark Nowy Staw soll<br />
100% des Strombedarfs der polnischen<br />
Asahi-Brauereien decken<br />
• Erster PPA in Polen für einen Windpark<br />
in Planung, der keine staatliche Förderung<br />
erhält<br />
(innogy) Die Kompania Piwowarska SA,<br />
eine Tochtergesellschaft der Asahi Breweries<br />
Europe Group, einen Stromliefervertrag<br />
(Power Purchase Agreement – PPA)<br />
mit innogy unterschrieben, um den Strombedarf<br />
der Produktion auf 100 Prozent erneuerbare<br />
Energien umzustellen: Kompania<br />
Piwowarska wird Ökostrom aus dem<br />
polnischen innogy-Windpark Nowy Staw<br />
beziehen, um den Strombedarf ihrer drei<br />
polnischen Brauereien zu decken.<br />
Asahi Breweries Europe Group betreibt in<br />
Polen drei Brauereien durch das lokale<br />
Tochterunternehmen Kompania Piwowarska,<br />
dem Marktführer in der polnischen<br />
Bierindustrie: Tyskie Browary<br />
Książęce in Tychy, die Dojlidy Brauerei in<br />
Białystok und Lech Browary Wielkopolski<br />
in Posen.<br />
Die Vertragslaufzeit des PPA beträgt zehn<br />
Jahre – von 2020 bis 2029. Ab 2020 wird<br />
innogy‘s polnischer Onshore-Windpark<br />
Nowy Staw (73 Megawatt installierte Leistung)<br />
nahe der Stadt Danzig grünen Strom<br />
mit einem Liefervolumen von 30 GWh (Gigawattstunden)<br />
an die Kompania Piwowarska<br />
liefern. Ab 2021 soll der Windpark<br />
Nowy Staw den gesamten Energiebedarf<br />
aller polnischen Brauereien der Kompania<br />
Piwowarska durch eine geplante Erweiterung<br />
des Bestandswindparks um bis zu elf<br />
Megawatt decken. innogy plant den Baustart<br />
zur Nowy Staw-Erweiterung für das<br />
Jahr 2020 und die Inbetriebnahme voraussichtlich<br />
für das Jahr 2021. Ab dann soll<br />
Nowy Staw bis zu 80 GWh jährlich an die<br />
drei polnischen Brauereien liefern. Dies ist<br />
das erste Mal, dass in Polen ein PPA unterschrieben<br />
wird, bei dem der erzeugte<br />
Strom aus einem neuen, noch nicht in Betrieb<br />
befindlichen Windprojekt kommt, das<br />
keine staatliche Förderung für erneuerbare<br />
Energien erhält.<br />
Holger Himmel, CFO Renewables bei innogy<br />
SE erklärt: „Dieser Vertrag ist beispielhaft<br />
für eine moderne Energiewelt, in<br />
der sich die erneuerbaren Energien dem<br />
Wettbewerb stellen: Der Deal ermöglicht<br />
es Asahi, die polnischen Produktionsstätten<br />
klimafreundlich betreiben, indem der<br />
CO 2 -Ausstoß deutlich reduziert wird.<br />
Gleichzeitig können wir durch den PPA unseren<br />
Windpark ausbauen, ohne auf staatliche<br />
Förderung angewiesen zu sein. Gemeinsam<br />
zeigen wir, wie Klimaschutz zu<br />
Marktbedingungen funktioniert. Unser<br />
Ziel ist es, erneuerbare Energien weltweit<br />
mit Hilfe von PPAs und Partnerschaften<br />
auszubauen, so wie wir es bei diesem Projekt<br />
tun.“<br />
Paolo Lanzarotti, CEO Asahi Breweries<br />
Europe Group: „Ich freue mich sehr, dass<br />
wir bereits ab 2021 ein Drittel unseres Produktionsvolumens<br />
in Mitteleuropa mit 100<br />
Prozent Ökostrom brauen werden. Das<br />
entspricht etwa drei Milliarden Bierflaschen<br />
pro Jahr. Damit werden wir unsere<br />
CO 2 -Bilanz in Polen im Vergleich zu <strong>2019</strong><br />
um 66 Prozent verringern. Mit diesem Deal<br />
gehen wir eine bedeutende Verpflichtung<br />
ein, mit der wir nicht nur dem Ziel der Asahi-Gruppe<br />
einen Schritt näher kommen,<br />
über die gesamte Lieferkette hinweg bis<br />
2050 klimaneutral zu sein, sondern legen<br />
gleichzeitig für innogy den Grundstein, in<br />
ein neues Onshore-Bauprojekt zu investieren,<br />
das die Energiewende in Polen vorantreiben<br />
wird.“<br />
Der Vertrag ist Teil der Nachhaltigkeitsstrategie<br />
von Asahi, mit der Zielsetzung,<br />
entlang der gesamten Lieferkette bis 2050<br />
klimaneutral zu sein. (193510831)<br />
LLwww.innogy.com<br />
22
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Members´News<br />
innogy liefert Sonnenstrom an<br />
Audax Renovables<br />
• Solarkraftwerk Alarcos erhält keine<br />
staatliche Förderung<br />
• Langfristige Preissicherheit durch Stromabnahmevertrag<br />
(PPA) mit zehnjähriger<br />
Laufzeit<br />
• innogy Solarpark soll Strombedarf der<br />
spanischen Audax-Kunden decken<br />
(innogy) Audax Renovables S.A. (Audax)<br />
hat mit innogy einen langfristigen Stromabnahmevertrag<br />
unterzeichnet, ein sogenanntes<br />
Power Purchase Agreement (PPA),<br />
zur Lieferung von Ökostrom aus innogys<br />
Solarkraftwerk Alarcos (50 Megawatt). Mit<br />
diesem Vertrag bezieht Audax einen wichtigen<br />
Teil der benötigten Strommenge, um<br />
seine spanischen Kunden mit grünem<br />
Strom versorgen zu können.<br />
Die Vertragslaufzeit beträgt zehn Jahre.<br />
Wirksam wird die Vereinbarung ab dem<br />
ersten Halbjahr 2020, wenn die Photovoltaikanlage<br />
Alarcos ihren vollständigen Betrieb<br />
aufgenommen hat. Ab diesem Zeitpunkt<br />
soll der innogy-Solarpark seine jährliche<br />
Gesamtproduktion an Audax liefern:<br />
etwa 100 Gigawattstunden Ökostrom pro<br />
Jahr. Die grüne Eigenschaft des erzeugten<br />
Stroms wird über die Ausstellung von Herkunftsnachweisen<br />
belegt.<br />
Dazu Holger Himmel, CFO Renewables<br />
bei innogy SE: „Mit dieser Vereinbarung<br />
stellen wir unter Beweis, dass Klimaschutz<br />
zu Marktbedingungen machbar ist. Dank<br />
des PPA können wir unseren Solarpark Alarcos<br />
ohne staatliche Förderung betreiben.<br />
Damit unterstreichen wir noch einmal,<br />
dass Solarenergie mittlerweile wettbewerbsfähig<br />
ist. Die nochmals gesunkenen<br />
Kosten für das Equipment werden diese<br />
Entwicklung weiter beflügeln. Des Weiteren<br />
kann Audax durch den PPA seine spanischen<br />
Kunden mit klimafreundlicher Energie<br />
versorgen.“ Keith Moseley, Leiter des<br />
Bereichs Commercial bei innogy SE, ergänzt:<br />
„Unser Ziel ist es, erneuerbare Energien<br />
weltweit mit Hilfe von PPAs und Partnerschaften<br />
auszubauen, so wie wir es bei<br />
diesem Projekt mit Audax tun.“<br />
José Elías, President von Audax Renovables<br />
S.A., erklärt: „Dieser Vertrag steht mit<br />
unseren strategischen Zielen in Einklang,<br />
über langfristige PPAs möglichst kostengünstige<br />
und saubere Energie zu beziehen,<br />
um unser Wachstum weiter zu steigern.<br />
Durch den PPA mit innogy können wir unsere<br />
Position als erster unabhängiger Energieversorger<br />
für mittelständische Unternehmen<br />
in Spanien festigen.“<br />
Das Solarkraftwerk Alarcos entsteht südlich<br />
der Stadt Ciudad Real in der Autonomen<br />
Gemeinschaft Castilla-La Mancha. Die<br />
Photovoltaikanlage soll im zweiten Quartal<br />
nächsten Jahres den kommerziellen Betrieb<br />
aufnehmen. Nach der vollständigen<br />
Inbetriebnahme wird das Solarkraftwerk<br />
genügend Strom produzieren, um umgerechnet<br />
rund 25.000 Haushalte klimafreundlich<br />
zu versorgen. innogys Tochtergesellschaft<br />
BELECTRIC ist für alle Bauarbeiten<br />
verantwortlich und wird auch den<br />
Betrieb und die Wartung der Photovoltaikanlage<br />
dienstleistend übernehmen.<br />
innogys Präsenz auf dem spanischen<br />
Markt für erneuerbare Energien<br />
innogy betreibt in Spanien bereits Onshore-Windparks<br />
mit einer installierten Gesamtleistung<br />
von über 440 Megawatt<br />
(MW) sowie vier kleinere Wasserkraftwerke<br />
(zusammen über 10 MW). Das Unternehmen<br />
ist außerdem an einer Photovoltaikanlage<br />
(1 MW) in der spanischen Provinz<br />
Toledo beteiligt sowie am<br />
solarthermischen Kraftwerk Andasol 3.<br />
Andasol 3 liegt in der südspanischen Provinz<br />
Granada und verfügt über eine installierte<br />
Leistung von rund 50 MW. Damit hat<br />
das Unternehmen ein solides Fundament<br />
für weiteres Wachstum auf der iberischen<br />
Halbinsel gelegt. (193510831)<br />
LLwww.innogy.com<br />
KELAG: Konferenz Erneuerbare<br />
Energie Kärnten <strong>2019</strong><br />
(kelag) Am 6. November <strong>2019</strong> veranstaltete<br />
die Kelag zum 14. Mal die „Konferenz<br />
Erneuerbare Energie Kärnten“.<br />
Unter dem Tagungsmotto „Zentral. Dezentral.<br />
Digital. Wie neue Technologien<br />
unsere Energiewelt grundlegend verändern“<br />
verfolgten rund 350 Teilnehmer im<br />
Casineum Velden unter der Moderation<br />
von Ernst Sittinger die spannenden Ausführungen<br />
der hochkarätigen Referenten.<br />
„Wenn Kärnten das Ziel erreichen will,<br />
bis 2050 klimaneutral zu sein, dann werden<br />
wir in den nächsten 30 Jahren eine<br />
Verdoppelung der installierten Leistung an<br />
erneuerbaren Energien benötigen“, betont<br />
Kelag-Vorstand Manfred Freitag und ergänzt,<br />
dass die Energiewende keine reine<br />
Stromwende sei. „Wir benötigen auch eine<br />
Wärme- und Mobilitätswende.“ Die Energiewende<br />
werde es nicht zum Nulltarif geben.<br />
Vorhandene Mittel sollten daher nicht<br />
in Strafzahlungen, sondern in die heimische<br />
Wertschöpfung sowie in den Klimaund<br />
Umweltschutz investiert werden.<br />
Denn die Herausforderungen seien bekannt<br />
und die Ziele ambitioniert. „Wir benötigen<br />
die Unterstützung aller: sowohl<br />
von der Politik, den Behörden, den Anrainern<br />
und den Grundstückseigentümern,<br />
als auch von der Industrie.“ Auch die Medien<br />
seien gefragt, da sie einen wichtigen<br />
Beitrag dazu leisten, dass die Akzeptanz<br />
für absolut notwendige Maßnahmen der<br />
Zukunft steigt. Manfred Freitag. „Es geht<br />
um unsere Umwelt, unsere Zukunft und<br />
die Lebensqualität unserer Kinder und Enkelkinder.<br />
Packen wir es gemeinsam an!“<br />
Gilbert Isep, Aufsichtsratsvorsitzender<br />
der Kelag, hält in seiner Eröffnungsrede<br />
fest, dass das Thema Umwelt- und Klimaveränderung<br />
immer stärker in das öffentliche<br />
Bewusstsein rückt. „Bewegungen wie<br />
?Fridays for Future? spielen eine wichtige<br />
Rolle in der Bewusstseinsbildung.“ Die Kelag<br />
beschäftige sich schon seit langem mit<br />
Klimaschutz und Nachhaltigkeit. „Seit<br />
20<strong>11</strong> hat die Kelag über eine Milliarde Euro<br />
in Kraftwerke, Netzausbau, Fernwärme<br />
und Innovationen investiert“, so Isep. Jeder<br />
könne etwas zum Klimaschutz beitragen.<br />
„Die Politik muss neue Rahmenbedingungen<br />
setzen, aber der Einzelne darf nicht<br />
darauf warten. Handeln wir gemeinsam<br />
und gehen wir es an!“<br />
Für Gaby Schaunig, Landeshauptmann-Stellvertreterin,<br />
ist die Konferenz<br />
Erneuerbare Energie Kärnten eine gute Gelegenheit,<br />
einen Blick in die Zukunft zu<br />
werfen. „Als Eigentümervertreterin möchte<br />
ich mich bei allen Partnerinnen und<br />
Partnern der Kelag als verlässliche Mitstreiter<br />
beim Gestalten einer guten Zukunft<br />
für Kärnten ganz herzlich bedanken. Des<br />
Weiteren möchte ich mich auch bei den<br />
Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern bedanken,<br />
welche die Herausforderungen der<br />
Zukunft annehmen und stolz darauf sind,<br />
in einem Unternehmen zu arbeiten, das vorausblickt<br />
und ganz viel dazu beiträgt, dass<br />
Wertschöpfung, wirtschaftliches Gestalten<br />
und Arbeitsplätze in Kärnten gesichert<br />
sind“, betont Schaunig.<br />
„Wir haben sehr gute Strategien, wie wir<br />
gemeinsam die Zukunft gestalten, aber wir<br />
werden auch immer wieder vor Zielkonflikte<br />
gestellt, wenn es darum geht, auch<br />
auf unsere Naturlandschaft zu achten“, so<br />
Landesrätin Sara Schaar. „Wir haben in<br />
Kärnten eine Windkraftstandorträume-Verordnung.<br />
Diese Verordnung fungiert<br />
wie ein Trichter, weil sie sensible Gebiete<br />
aus naturschutzrechtlicher und touristischer<br />
Sicht ausschließt. Am Ende<br />
dieser Windkraftstandorträume-Verordnung<br />
bleiben Gebiete, in welchen es punktuell<br />
Windkraftanlagen geben wird“, betont<br />
Schaar.<br />
Für Peter Traupmann, Geschäftsführer<br />
Österreichische Energieagentur, muss der<br />
Klimaschutz ganz oben auf der Agenda stehen.<br />
„Die Auswirkungen der Klimakrise<br />
spüren wir alle: Wetterkapriolen, Hitze,<br />
Dürre und ein Temperaturanstieg in Österreich<br />
zwischen 1,8 und 2 Grad Celsius. Der<br />
Strombedarf wird stark steigen, wenn wir<br />
aus fossilen Energieträgern schrittweise<br />
aussteigen. Hier gilt es, die heimischen<br />
Energieträger Wasserkraft, Windkraft und<br />
Photovoltaik stärker zu nutzen. Kärnten<br />
braucht derzeit sechs Terawattstunden<br />
(TWh) Strom, und die zusätzlich nutzbaren<br />
Potenziale liegen bei vier bis zehn<br />
TWh. Die damit verbundenen Vorteile sind<br />
die Sicherung der lebenswerten Umwelt,<br />
Wertschöpfung und Arbeitsplätze in der<br />
Region und die Unabhängigkeit von Energieimporten.“<br />
(193510834)<br />
LLwww.kelag.at<br />
23
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Ørsted: Asnæs Power Station generates green power<br />
The new wood chip-fired unit 6 at Asnæs<br />
Power Station will supply heat together<br />
with Asnæs Power Station’s boiler and<br />
Kalundborg Forsyning’s large heat pump.<br />
The green power from wind and solar PV is<br />
thus utilised when it’s available at competitive<br />
prices, while wood chips from sustainably<br />
managed forests ensure that Kalundborg’s<br />
need for process steam for the industry,<br />
district heating for homes and power<br />
for Denmark is fully covered without using<br />
coal, while delivering a high reliability of<br />
supply and a high degree of flexibility.<br />
With Asnæs 6, another important step<br />
will be taken towards the complete phaseout<br />
of coal at Ørsted’s power stations.<br />
(193510838)<br />
LLwww.orsted.com<br />
LEAG: Brandenburgischer<br />
Koalitionsvertrag stellt gültigen<br />
Braunkohlenplan in Frage<br />
• Investitionsentscheidung für den Welzower<br />
Teilabschnitt II braucht Rechtssicherheit<br />
(leag) Der Koalitionsvertrag der drei künftig<br />
in Brandenburg regierenden Parteien<br />
SPD, CDU und Grüne stellt den gültigen<br />
Braunkohlenplan für die Erweiterung des<br />
Tagebaus Welzow-Süd in Frage. Bei einem<br />
Ausschluss von Umsiedlungen wäre die<br />
Nutzung des Teilfeldes Welzow-Süd II<br />
nicht mehr möglich und hätte erhebliche<br />
Konsequenzen für Beschäftigung und<br />
Wertschöpfung in der Lausitzer Region.<br />
„Der Koalitionsvertrag stellt eine deutliche<br />
Zäsur für unser Unternehmen dar. Damit<br />
würde der geltende Braunkohlenplan<br />
Makulatur und unser Lausitzer Revierkonzept<br />
in Frage gestellt“, stellt der LEAG-Vorstandsvorsitzende<br />
Dr. Helmar Rendez fest.<br />
„Dieser Vertrag erschwert zudem die auf<br />
Basis unseres Braunkohlengeschäfts eingeleitete<br />
Entwicklung neuer Geschäftsfelder.“<br />
Die Lausitz Energie Bergbau AG und Lausitz<br />
Energie Kraftwerke AG (LEAG) hatte<br />
bei der Vorstellung ihres Revierkonzeptes<br />
im März 2017 angekündigt, im Jahr 2020<br />
eine Investitionsentscheidung über die<br />
Weiterführung des Tagebaus Welzow-Süd<br />
zu treffen. Grundlage dafür sollte die energiewirtschaftliche<br />
Notwendigkeit, die<br />
Strommarktentwicklung sowie die energiepolitische<br />
Ausrichtung der Bundesregierung<br />
sein.<br />
„Wir sehen weiterhin die energiewirtschaftliche<br />
Notwendigkeit für eine Inanspruchnahme<br />
des Teilabschnitts Welzow<br />
Süd 2“, bekräftigt Dr. Rendez. „Wenn infolge<br />
der Umsetzung der KWSB-Empfehlungen<br />
durch die Bundesregierung Kraftwerkskapazitäten<br />
vorzeitig stillgelegt werden<br />
und dadurch die Kohlemengen einer<br />
Erweiterung des Tagebaus Welzow-Süd<br />
nicht mehr genutzt werden könnten, beraubt<br />
sich Deutschland einer wichtigen<br />
Option, seine gesicherte Versorgung in<br />
Engpasssituationen mit der einzig wirtschaftlichen<br />
gesicherten Leistung durch<br />
die Braunkohleverstromung aufrecht zu<br />
erhalten“. (193510836)<br />
LLwww.leag.de<br />
Ørsted: Asnæs Power Station<br />
generates green power<br />
• First green power generated by the turbine<br />
at the new wood chip-fired unit 6<br />
on 20 November.<br />
(orsted) For more than 30 months, suppliers,<br />
technicians and project employees<br />
have been working hard on making Asnæs<br />
Power Station in Denmark capable of generating<br />
process steam, heat and power<br />
without using coal. One of the most important<br />
pieces of the big puzzle fell into place<br />
on 20 November when the unit’s generator<br />
was connected to the Zealand grid and<br />
generated power for the first time.<br />
The technicians have carried out countless<br />
preparations and tests prior to the energisation<br />
of the generator.<br />
“It’s fantastic that we’ve come this far<br />
with the project. In August, we were able to<br />
supply the first green district heating and<br />
process steam to our customers, and now<br />
we’ve connected the unit to the grid and<br />
generated green power for the Zealand<br />
grid,” says Henrik Boye Jørgensen, Senior<br />
Project Manager at Ørsted and responsible<br />
for the construction of Asnæs Power Station’s<br />
unit 6.<br />
The new turbine has a capacity of 25MW<br />
power and 129MJ/s process steam and district<br />
heating. To generate power, the steam<br />
must be fed into the turbine at a pressure of<br />
100 bar and a temperature of 540°C.<br />
Green energy with<br />
a high reliability of supply<br />
Ørsted initiated the conversion of Asnæs<br />
Power Station in October 2017 to enable<br />
the power station to replace coal with sustainable<br />
wood chips in the future.<br />
Ørsted partners with Pict Offshore<br />
to develop game-changing<br />
technology for offshore wind<br />
operations and maintenance<br />
(orsted) Ørsted has acquired a 22.5% share<br />
in Pict Offshore, the Scottish developer of<br />
an innovative technology set to transform<br />
the way technicians access offshore wind<br />
turbines.<br />
The Get Up Safe (GUS) system, developed<br />
in partnership between Ørsted and<br />
Pict Offshore, is a motion compensated<br />
hoist solution that enables technicians to<br />
safely transfer between small moving vessels<br />
and offshore wind turbines.<br />
Using this technology means that technicians<br />
will no longer have to step from a<br />
moving boat onto a ladder and then climb<br />
(sometimes over 20 metres) to reach the<br />
base of the turbine. Instead they can clip<br />
onto the system and be safely and effortlessly<br />
hoisted up to the turbine base directly<br />
from the boat.<br />
The system’s motion compensation capability<br />
means that the hoist automatically<br />
adjusts the line position to take account of<br />
the boats movements so that even in periods<br />
of high and varying wave heights,<br />
there is no danger of collision between the<br />
technician and the boat.<br />
In addition, the technology removes the<br />
need for external access ladders on the turbines,<br />
reducing the amount of steel required<br />
in the structure and provides further<br />
potential for cost reduction.<br />
The technology is patent-protected and in<br />
the final stages of development. More than<br />
1,600 successful hoists have already been<br />
conducted at Ørsted sites as part of the<br />
testing process.<br />
Mark Porter, Senior Vice President for<br />
Offshore Operations at Ørsted, said: “The<br />
offshore wind sector already has a proven<br />
track record of innovation and rapid cost<br />
reduction, and we’re continually looking at<br />
new technologies to enhance both the construction<br />
and maintenance of our projects.<br />
24
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>-SEMINAR<br />
Members´News<br />
CHEMIE IM WASSER-DAMPFKREISLAUF<br />
10. BIS 12. MÄRZ 2020 IN ESSEN | SCHULUNGSZENTRUM DER KRAFTWERKSSCHULE E.V.<br />
P<br />
P<br />
THEMEN<br />
Deilbachtal 199 | 45257 Essen<br />
<strong>VGB</strong>-SEMINAR<br />
CHEMIE CHEMIE IM WASSER-DAMPF-KREISLAUF<br />
IM Der Betrieb moderner Kraftwerksanlagen wird häufig durch chemisch bedingte<br />
Probleme im Bereich des Wasser-Dampf-Kreislaufs negativ beeinflusst. Aus<br />
diesem Grund ist es wichtig, die grundlegenden Zusammenhänge zu kennen<br />
und die chemische Fahrweise entsprechend der betrieblichen Belange einzustellen.<br />
Hierzu sollen die Teilnehmer in die Lage versetzt werden, die chemischen<br />
Vorgänge in ihren Anlagen besser zu verstehen, sie zielgerichtet prüfen<br />
es<br />
es<br />
und gegebenenfalls optimieren zu können.<br />
Profitieren Sie durch die Teilnahme an diesem praxisorientierten Seminar von<br />
den langjährigen Erfahrungen der Mitarbeiter des Bereiches „Wasserchemie“<br />
der <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH.<br />
DIENSTAG, 10. 10. MÄRZ MÄRZ 2020<br />
2020<br />
Teilnehmerkreis<br />
Angesprochen werden alle Mitarbeiter aus den Bereichen Chemie, Maschinenbau<br />
und Verfahrenstechnik, die in der Aufbereitung von Kesselspeisewasser<br />
und in der Betreuung, der Planung oder der Prüfung von Wasser-Dampf-<br />
Kreisläufen ein gemeinsames Arbeitsgebiet aufweisen (z.B. Ingenieure,<br />
Kraftwerker, Chemiker, Laboranten e<br />
e etc.).<br />
Den Teilnehmern wird darüber hinaus die Möglichkeit geboten, spezifische<br />
Probleme in ihren Anlagen zu diskutieren und Erfahrungen auszutauschen.<br />
Seminarleitung<br />
Dr. rer. nat. Claudia<br />
Konditionierung Stockheim<br />
von<br />
| von<br />
<strong>VGB</strong><br />
Wasser-Dampf-Kreisläufen<br />
PowerTech Service GmbH, Essen<br />
PROGRAMM<br />
(Änderungen vorbehalten)<br />
e<br />
e<br />
zu<br />
zu<br />
THEMEN<br />
DIENSTAG, 10. 10. MÄRZ MÄRZ 2020<br />
2020<br />
Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen (Fortsetzung)<br />
Claudia Stockheim<br />
P Claudia Stockheim<br />
P<br />
D- E<br />
D- E<br />
MITTWOCH, <strong>11</strong>. <strong>11</strong>. MÄRZ MÄRZ 2020<br />
2020<br />
n<br />
n<br />
en<br />
en<br />
Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen<br />
Konditionierung von von Wasser-Dampf-Kreisläufen (Fortsetzung)<br />
16:30<br />
16:30<br />
(Fortsetzung)<br />
MITTWOCH, <strong>11</strong>. <strong>11</strong>. MÄRZ MÄRZ 2020<br />
2020<br />
n<br />
n<br />
DONNERSTAG, 12. 12. MÄRZ MÄRZ 2020<br />
2020<br />
AKTUELLE INFORMATIONEN<br />
www.vgb.org/chemie_wasser_dampf_kreislauf_03_2020.html<br />
ONLINEANMELDUNG<br />
www.vgb.org/registration_chemie_wdk.html<br />
KONTAKT<br />
Fachliche Koordination: Dr. rer. nat. Claudia Stockheim<br />
Anmeldung/Organisation: Konstantin Blank | T: +49 201 8128 214<br />
E: vgb-wasserdampf@vgb.org<br />
TEILNEHMERGEBÜHREN/HINWEISE<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglieder € 900,00<br />
(Fortsetzung)<br />
Nichtmitglieder € 1.150,00<br />
16:30<br />
16:30<br />
Datenschutzhinweise: www.vgb.org/datenschutzhinweis.html<br />
DONNERSTAG, 12. 12. MÄRZ MÄRZ 2020<br />
2020<br />
Methoden der der Stillstandskonservierung<br />
CHEMIE IM WASSER-DAMPF-KREISLAUF 2020<br />
Methoden der der Stillstandskonservierung<br />
vgb-wasserdampf<br />
vgb-wasserdampf<br />
25
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
RWE Renewables steigt in den<br />
polnischen Offshore-Windmarkt<br />
ein<br />
Ørsted partners with Pict Offshore to develop game-changing technology for offshore wind<br />
operations and maintenance<br />
This game-changing new technology can<br />
provide a more efficient, safe and cost-effective<br />
way of transferring technicians onto<br />
offshore wind turbines.<br />
“We’re excited to be working alongside an<br />
innovative small business in Pict Offshore<br />
to revolutionise the way our technicians<br />
get to work. As the global offshore wind industry<br />
continues to grow, the opportunities<br />
for this technology are huge.”<br />
Philip Taylor, Managing Director at Pict<br />
Offshore, said: “We have hugely benefited<br />
from the experience and knowledge of<br />
Ørsted, the world’s largest offshore wind<br />
developer. Partnering with them has accelerated<br />
our ability to bring this new technology<br />
to market. The Get Up Safe motion<br />
compensated lifting system is an ambitious<br />
step forward for the whole offshore wind<br />
industry. It completely revolutionises the<br />
way technicians get to work, and we’re delighted<br />
to have reached the final stages of<br />
testing. We’ve also hugely enjoyed working<br />
alongside Ørsted and seeing first-hand the<br />
company’s passion for innovation.”<br />
Pict Offshore is a spin off from height<br />
safety innovator Limpet Technology and is<br />
headquartered in Fife in Scotland.<br />
The development of the product commenced<br />
in 2016 and was helped by a Scottish<br />
government innovation grant. From<br />
2017, prototypes of the system were tested at<br />
the ORE (Offshore Renewable Energy) Catapult’s<br />
7MW Levenmouth Demonstration<br />
Turbine in Scotland and featured in their<br />
“Backing the Game Changers” campaign.<br />
Although the system was initially developed<br />
to assist technicians transfer between<br />
boats and access ladders in increased wave<br />
heights, Ørsted has worked with Pict Offshore<br />
to further develop the product, ultimately<br />
removing the need for boat landing<br />
ladders altogether and allowing the vessel<br />
to push directly onto the turbine.<br />
• From a Crew Transfer Vessel (CTV) with<br />
boat landing and ladder<br />
Currently, a CTV will “push on” to the yellow<br />
transition piece of the turbine, before<br />
the technician steps from the bow of the<br />
vessel onto a ladder and climbs up the transition<br />
piece onto the turbine platform.<br />
• From a helicopter<br />
As offshore wind farms are built further<br />
out to sea, helicopters are increasingly being<br />
used to transfer personnel to and from<br />
turbines. The benefits of using helicopters<br />
are that accessibility is not limited by wave<br />
height, however helicopters cannot be used<br />
for around 25% of troubleshooting tasks<br />
and are much more expensive than using<br />
CTVs for the movement of personnel.<br />
• From a motion compensated gangway<br />
Using state of the art technology, motion<br />
compensated gangways allow technicians<br />
to walk directly onto the base of a turbine,<br />
or offshore structure, from a vessel via a<br />
gangway that uses a laser system to compensate<br />
for any motion from the sea, enabling<br />
a steady course. Whilst these systems<br />
also avoid the need for boat landing and<br />
ladder, they can only be used on large Service<br />
Operation Vessels (SOVs), and therefore<br />
are not applicable on all sites.<br />
How the new technology works<br />
The Get Up Safe (GUS) system is a technically<br />
unique solution that allows for access<br />
to a turbine with no boat landing or ladder<br />
from any-sized CTV. With the motion compensated<br />
hoist, technicians will be lifted up<br />
directly from the boat, removing the need<br />
for ladders and boat landings altogether.<br />
The vessel pushes directly onto transition<br />
piece – this is revolutionary, as previously<br />
the vessels pushed onto boat landings<br />
The line is called down via remote control<br />
The technician clips themselves onto the<br />
GUS line (no extra hooks are needed) and<br />
is lifted up to the platform<br />
The system is fully motion compensated<br />
and uses inbuilt lasers to track the motion<br />
of a vessel’s deck, which means if there is a<br />
sudden rise or fall or the vessel, the technician<br />
is automatically moved out of harm’s<br />
way, in real time. (193510839)<br />
LLwww.orsted.com<br />
• RWE erwirbt bis zu vier Offshore-Windprojekte<br />
in der Ostsee<br />
• Projekte haben eine Gesamtkapazität<br />
von mehr als 1,5 GW<br />
(rwe) RWE Renewables hat eine Projekt-Pipeline<br />
von bis zu vier Offshore-Windprojekten<br />
in Polen erworben, um<br />
in den polnischen Offshore-Markt einzusteigen<br />
und damit seine Offshore-Tätigkeiten<br />
in ganz Europa auszubauen. Die Projekte<br />
haben eine Gesamtkapazität von<br />
mehr als 1,5 Gigawatt (GW). Das Unternehmen<br />
hat die Anteile an den Projektgesellschaften<br />
von privaten Eigentümern und<br />
Entwicklern erworben und beabsichtigt,<br />
die Projekte weiter zu entwickeln, zu bauen<br />
und zu betreiben.<br />
Die vier Projekte, die sich in unterschiedlichen<br />
Entwicklungsstadien befinden, liegen<br />
alle an der Sandbank von Slupsk in der<br />
zentralpolnischen Ostsee. Die Entwicklungsaktivitäten<br />
werden in den nächsten<br />
Jahren fortgesetzt, um mit der Bauphase<br />
bereits 2023 beginnen zu können.<br />
Nach einem im Oktober vollzogenen Asset-Tausch<br />
mit E.ON verfügt RWE Renewables,<br />
die jüngste Gesellschaft im RWE Konzern,<br />
über ein Erneuerbaren-Portfolio mit<br />
mehr als 9 GW installierter Leistung; weitere<br />
2,6 GW befinden sich im Bau. Das Unternehmen<br />
hat langjährige Expertise in der<br />
Entwicklung, dem Bau und dem Betrieb<br />
großer Offshore-Windparks. Im Bereich<br />
Offshore-Wind ist RWE Renewables weltweit<br />
die Nummer 2.<br />
Das Unternehmen verfügt durch seine<br />
langjährigen und wachsenden Onshore-Betriebe<br />
über umfangreiche Erfahrungen in<br />
Polen. „Polen ist ein aufstrebender Markt<br />
für Offshore-Windenergie mit dem größten<br />
ungenutzten Potenzial in Europa. Wir wollen<br />
unsere starke lokale Präsenz nutzen,<br />
um zum Aufbau eines starken Offshore-Windmarkts<br />
in Polen beizutragen“, betont<br />
Sven Utermöhlen, Chief Operating<br />
Officer Europe, Offshore & New Markets<br />
der RWE Renewables. (193510842)<br />
LLwww.rwe.com<br />
26
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Industry News<br />
Industry<br />
News<br />
Company<br />
Announcements<br />
Erfolgreicher Verkauf der<br />
Zellstoffsparte: Industriezulieferer<br />
Clyde Bergemann legt Fokus auf<br />
Kerngeschäft zur<br />
Emissionsreduzierung in der<br />
Kraftwerksindustrie<br />
(cbpg) Die weltweit tätige Clyde Bergemann<br />
Power Group (CBPG), ein führender<br />
Entwickler von Komponenten und Systemen<br />
zur Prozessoptimierung in Kraftwerks-<br />
und Energieanlagen, hat einenVertrag<br />
über den Verkauf ihres Geschäftsbereichs<br />
Zellstoff („Pulp & Paper“)<br />
geschlossen. Käufer der Sparte ist die<br />
US-amerikanische, mittelstandsorientierte<br />
Beteiligungsgesellschaft Wynnchurch Capital.<br />
Über die Details der Transaktion wurde<br />
Stillschweigenvereinbart. Der Verkauf<br />
markiert einen entscheidenden Meilenstein<br />
in der Strategie der Gruppe, sich<br />
künftig auf das Kerngeschäft in der Kraftwerksindustrie<br />
zu konzentrieren. Die Erlöse<br />
sollen in erster Linie für wichtige Zukunftsinvestitionen<br />
genutzt werden.<br />
CBPG mit Hauptsitz in Wesel beschäftigt<br />
sich seit fast 100 Jahren mit der Reinigung<br />
von Kraftwerkskesseln und zählt in diesem<br />
Bereich zu den weltweiten Marktführern.<br />
Die vom Unternehmen entwickelten-<br />
Schlüsselkomponenten und Systeme für<br />
energiebezogene Produktionsprozesse ermöglichen<br />
einen effizienteren, sichereren<br />
und vor allem emissionsarmen Betrieb von<br />
Kraftwerken sowie Müllverbrennungsund<br />
petrochemischen Anlagen. Nachdem<br />
sich die Gruppe in den vergangenenJahren<br />
bereits erfolgreich in Europa und den USA<br />
restrukturiert und das asiatische Geschäft<br />
ausgebaut hat, stellen Gesellschafter und<br />
Management nun mit der Veräußerung<br />
des Bereichs Pulp & Paper die Weichen für<br />
die weitere Zukunft: „Leistungsfähige Produktefür<br />
die weltweite Kraftwerksindustrie<br />
sind unsere besondere Stärke. Gerade<br />
in einem Markt, der stark im Wandel ist,<br />
wollen wir weiterhin dafür stehen, die<br />
Stromversorgung auf Basis fossiler Energieträger<br />
sicher, stabil und vor allem mit<br />
möglichst geringem CO 2 -Ausstoß zu ermöglichen“,<br />
erklärt Dr. Christian Mueller,<br />
President & CEO der Clyde Bergemann Power<br />
Group. „Wir sind überzeugt, dass der<br />
auf Reinigungssysteme für Ablaugekessel<br />
in der Zellstoffindustrie spezialisierte Bereich<br />
unter dem neuenEigentümer den<br />
Weg in seiner Nische ebenfalls weiter erfolgreich<br />
gehen wird.“<br />
<strong>VGB</strong> Expert Event<br />
Digitalization in<br />
Hydropower 2020<br />
SAVE<br />
THE DATE<br />
22 and 23 April 2020<br />
Graz/Austria<br />
The 3 rd international <strong>VGB</strong> expert event<br />
will focus on providing a comprehensive<br />
overview of digitalization in hydropower<br />
dealing mainly with implemented innovative<br />
digital measures, products and tools .<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
Informationen<br />
Dr Mario Bachhiesl<br />
E-Mail<br />
vgb-digi-hpp@vgb.org<br />
Telefon<br />
+49 201 8128-270<br />
www.vgb.org<br />
27
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Pulp & Paper war zuletzt vor allem in<br />
Südamerika stark gewachsen. Das nun als<br />
Clyde Industries firmierende Unternehmen<br />
wird sechs Tochtergesellschaften mit<br />
langjähriger Erfahrung in den ZellstoffmärktenUSA,<br />
Kanada, Kolumbien, Brasilien,<br />
Finnland und Indonesien umfassen<br />
und operativ von seinem Hauptsitz in Atlanta/Georgia<br />
(USA) aus mit bewährtem<br />
Management geführt.<br />
Der neu aufgestellten Clyde Bergemann<br />
Power Group gehören dann zwölf nationale<br />
und internationale Tochtergesellschaften<br />
mit einem Gesamtumsatz im<br />
dreistelligen Millionenbereich an; sie<br />
wirdvon der Clyde Bergemann Management<br />
GmbH gesteuert. Als Schlüsselzulieferer<br />
für Komponenten wird sie Kraftwerksbetreiber<br />
dabei unterstützen, ihre<br />
Prozesse effizienter zu gestalten und<br />
Emissionen zu senken. Sie wird als Technologieführer<br />
weiter bei Nachrüstungenund<br />
Neuerrichtungen ein globaler Partner<br />
für die effektive Erzeugung von Strom aus<br />
fossilen Energieträgern sein und auch von<br />
der weltweit steigenden Nachfrage nach<br />
Biomasse- sowie Müllverbrennungsanlagen<br />
profitieren, in denen Abfall möglichst<br />
umweltschonend verwertet wird. Zusätzliches<br />
Potenzial wird bei verwandten Anlagen<br />
in der Petrochemie gesehen. Dr. Mueller:<br />
„Mit den neuen Mitteln für Investitionen<br />
und auf Basis einer soliden<br />
Produkt- und Finanzstruktur sind wir bestens<br />
für unseren anspruchsvollen internationalenMarkt,<br />
die Herausforderungen<br />
der Digitalisierung und den Ausbau unseres<br />
Geschäfts aufgestellt.“<br />
Über die Clyde Bergemann Power Group:<br />
Die Clyde Bergemann Power Group ist<br />
eine weltweit tätige Unternehmensgruppe<br />
mit mehr als 1.000 Mitarbeitern an zwölf<br />
Standorten, die Schlüsselkomponenten,<br />
Systeme und Serviceleistungenan Kunden<br />
im Kraftwerks- und Energieanlagenbau liefert.<br />
Eingesetzt in thermischen Kraftwerken,<br />
Industriekesseln und vergleichbaren<br />
Energieanlagen leisten die Produkte von<br />
Clyde Bergemann einen wesentlichen Beitrag<br />
zur Prozessoptimierung und tragen<br />
damit zueinem effizienten und emissionsarmen<br />
Betrieb sowie einer effektiven Energieumwandlung<br />
bei. (1935<strong>11</strong>646)<br />
LLwww.cbpg.com.<br />
2G und Rolls-Royce kooperieren<br />
bei Gas-Stromaggregaten<br />
für BHKW<br />
(r&r, 2ge) Die 2G Energy AG aus Heek und<br />
der Geschäftsbereich Power Systems des<br />
Technologiekonzerns Rolls-Royce in Friedrichshafen<br />
haben am 8. November <strong>2019</strong><br />
eine Kooperationsvereinbarung zum gegenseitigen<br />
Bezug von Gas-Stromaggregaten<br />
für Blockheizkraftwerke (BHKW) geschlossen.<br />
Rolls-Royce wird von 2G Energy Gas-Stromaggregate<br />
und BHKW-Module im Leistungsbereich<br />
von 250 bis 550 kW mit und<br />
ohne Wärmeauskopplung beziehen. Versehen<br />
mit der eigenen Steuerung und weiteren<br />
spezifischen Komponenten, wird<br />
Rolls-Royce sie unter seiner Produkt- und<br />
Lösungsmarke MTU auf den Markt bringen.<br />
Im Gegenzug bezieht 2G für seine<br />
Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK)<br />
zur dezentralen Erzeugung von Strom und<br />
Wärme von Rolls-Royce MTU-Gas-Stromaggregate<br />
der Baureihe 4000 im elektrischen<br />
Leistungsspektrum von 776 bis<br />
2.535 kW.<br />
Christian Grotholt, CEO der 2G Energy<br />
AG, bewertet die Zusammenarbeit als einen<br />
Erfolg der langjährigen Entwicklungsarbeit<br />
bei 2G mit dem Ziel, hohe Wirkungsgrade<br />
mit geringen Lebenszykluskosten bei<br />
der Motorenentwicklung zu verbinden:<br />
„Die Kombination aus klimaschonender<br />
Energieumwandlung, hoher Verfügbarkeit<br />
und geringen Servicekosten ist die Basis<br />
für eine nachhaltige Wirtschaftlichkeit von<br />
BHKW-Anlagen für den Anlagenbetreiber.<br />
Das ist die Leitlinie für unsere BHKW-Lösungen,<br />
die für steigende Anforderungen<br />
an die Flexibilität im Betrieb ausgelegt<br />
sind. Diese BHKW mit Gasmotorentechnologie<br />
für Erdgas, Biogas oder z.B. Wasserstoff<br />
sehen wir als eine Rückgrattechnologie<br />
für die wirtschaftliche Umsetzung der<br />
Energiewende.“<br />
Durch die Kooperation mit Rolls-Royce<br />
erwartet Grotholt eine weitere Stärkung<br />
der Marktposition von 2G im elektrischen<br />
Leistungsbereich von 50 bis 550 kW, die zu<br />
weiteren Fortschritten beim Kundennutzen<br />
führen soll: „Wir werden unsere Technologieführerschaft<br />
durch kontinuierliche<br />
Forschungs- sowie Entwicklungsarbeit<br />
über die Gasmotorentechnologie hinaus<br />
weiter konsequent ausbauen mit der Softwareentwicklung<br />
bzw. Digitalisierung von<br />
Anlagen und Prozessen.“<br />
„Durch die strategische Kooperation mit<br />
2G ergänzen wir unser Produktprogramm<br />
durch energieeffiziente und klimaschonende<br />
Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und<br />
vollziehen einen weiteren strategischen<br />
Schritt zum Lösungsanbieter“, sagt Dr. Petar<br />
Pelemis, Vice President Corporate Strategy<br />
& Product Management des Rolls-Royce-Geschäftsbereichs<br />
Power Systems. Die<br />
2G-Produkte werden in absehbarer Zeit die<br />
BHKW von Rolls-Royce im unteren Leistungsbereich<br />
ersetzen, die bisher auf der<br />
bewährten MTU-Gasmotor-Baureihe 400<br />
basieren.<br />
„Blockheizkraftwerke von Rolls-Royce,<br />
basierend auf Gas-Stromaggregaten im<br />
Leistungsbereich von derzeit 220 bis <strong>11</strong>.800<br />
kW, eigenen sich hervorragend als Komponenten<br />
von Microgrids, also autarken<br />
Stromnetzen, die erneuerbare Energiequellen<br />
mit Batteriespeichern und zum Beispiel<br />
gasbetriebenen Aggregaten kombinieren“,<br />
sagt Andreas Görtz, Vice President für dezentrale<br />
Energieanlagen bei Rolls-Royce.<br />
„Sie setzen dank intelligenter Steuerung<br />
die im Microgrid vorhandenen Energiequellen<br />
optimal ein und vermeiden so klimaschädliches<br />
CO 2 .“ Werden die Gas-Motoren<br />
mit Biogas oder synthetischem Kraftstoff<br />
betrieben, der mit Strom aus<br />
erneuerbaren Quellen hergestellt ist, sind<br />
diese Blockheizkraftwerke für sich alleine<br />
oder als Teile von Microgrids wichtige Beiträge<br />
zur klimafreundlichen Bereitstellung<br />
von Energie. „Dass sich 2G entschieden hat,<br />
im oberen Leistungsbereich auf MTU-Gas-<br />
Gensets mit unserer Erfolgsbaureihe 4000<br />
zu setzen, beweist erneut unsere herausragende<br />
technologische Stellung und wird<br />
unsere Position im Markt der Gas-Aggregate<br />
weiter stärken“, so Görtz weiter.<br />
Verbunden mit der Bezugskooperation ist<br />
eine Servicevereinbarung auf Gegenseitigkeit,<br />
wodurch die jeweilige Serviceorganisation<br />
die Rechte zum umfassenden Service<br />
der Produkte des anderen Herstellers erhält.<br />
Dadurch ist ein optimaler Service für<br />
alle Motoren, die in Anlagen beider Kooperationspartner<br />
integriert sind, gesichert.<br />
Rolls-Royce wird von 2G Energy<br />
Gas-Stromaggregate und BHKW-Module<br />
im Leistungsbereich von 250 bis 550 kW<br />
mit und ohne Wärmeauskopplung beziehen.<br />
Versehen mit der eigenen Steuerung<br />
und weiteren spezifischen Komponenten,<br />
wird Rolls-Royce sie unter seiner Produktund<br />
Lösungsmarke MTU auf den Markt<br />
bringen. (Bildquelle: 2G Energy AG)<br />
LLwww.2-g.de<br />
www.rrpowersystems.com/<br />
Grünes Licht für erste industrielle<br />
Power-to-Gas-Anlage im<br />
schweizerischen Dietikon<br />
• Deutsche Technologie- und Entwicklungspartner<br />
sind die beiden Viessmann<br />
Tochterunternehmen microbEnergy<br />
und Schmack Biogas sowie Siemens.<br />
(viessmann) Der schweizerische Energieversorger<br />
Limeco baut mit den Viessmann<br />
Tochterunternehmen microbEnergy und<br />
Schmack Biogas die weltweit größte Power-to-Gas-Anlage,<br />
in der die mikrobiologische<br />
Umwandlung von Wasserstoff zu Methan<br />
zur Anwendung kommt. Die Technologie<br />
wurde von der Viessmann-Tochter<br />
microbEnergy entwickelt und zur technischen<br />
Reife gebracht. Technologielieferant<br />
für die Elektrolyse ist Siemens. Die beteiligten<br />
Unternehmen unterzeichneten gemeinsam<br />
den Werkvertrag für das zukunftsweisende<br />
Großprojekt.<br />
Schlüsseltechnologie für<br />
nachhaltiges Energiesystem<br />
Limeco startet das Projekt unter den Prämissen<br />
der schweizerischen „Energiestrategie<br />
2050“, die auf Atomausstieg, die Reduktion<br />
von Treibhausgasen und den Ausbau<br />
28
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Industry News<br />
von erneuerbarer Energie wie Solar- oder<br />
Windkraft setzt. Für Patrik Feusi, Geschäftsführer<br />
bei Limeco ist die PtG-Technologie der<br />
Schlüssel für ein regionales umweltfreundliches<br />
Energiekonzept: „Wir engagieren uns<br />
tagtäglich für die saubere Zukunft. Mit<br />
Strom aus unserer Kehrichtverwertungsanlage<br />
und dem Klärgas aus unserer Abwasserreinigungsanlage<br />
liefern wir die zwei wichtigsten<br />
Zutaten im Power-to-Gas-Prozess –<br />
und zwar am gleichen Standort! Darum<br />
macht das erste Schweizer Hybridkraftwerk<br />
genau hier in Dietikon Sinn.“<br />
Nach dem Spatenstich im Frühjahr 2020<br />
soll die Inbetriebnahme in rund einem Jahr<br />
erfolgen. Für den Bau der Anlage ist<br />
Schmack Biogas verantwortlich. Durch die<br />
Verbrennung von erneuerbarem Gas anstelle<br />
von Heizöl werden dann jährlich<br />
4.000 - 5.000 Tonnen weniger CO 2 -Emissionen<br />
entstehen, was dem Verbrauch von<br />
ungefähr 2.000 Haushalten entspricht.<br />
Idealer Standort für Sektorkopplung<br />
Doris Schmack, Geschäftsführerin der<br />
microbEnergy, verfolgt mit der Sektorkopplung<br />
einen ganzheitlichen Ansatz und<br />
ist von den Voraussetzungen des Schweizer<br />
Standorts überzeugt: „Limeco ist mit seinen<br />
drei Geschäftsbereichen Abfall- und<br />
Abwasserentsorgung sowie Wärmeversorgung<br />
für ein Energiesystem mit Power-to-Gas<br />
prädestiniert. Der bei der Kehrichtverwertung<br />
erzeugte Überschussstrom<br />
wird zu Wasserstoff umgewandelt<br />
und mit Klärgas aus der Abwasserreinigungsanlage<br />
gemischt – so entsteht speicherbares<br />
erneuerbares Gas.“ Die<br />
PEM-Elektrolyseanlage («Proton Exchange<br />
Membrane») von Siemens verfügt über<br />
eine Leistung von insgesamt 2,5 MW kann<br />
damit bis zu 450 Nm³/h Wasserstoff erzeugen.<br />
Dieser wird dann zusammen mit dem<br />
Kohlendioxid aus dem anfallenden Klärgas<br />
zu Biomethan umgewandelt.<br />
Schweizweit enormes<br />
Potential für Power-to-Gas<br />
Das Projekt ist durch die Kooperation der<br />
Limeco mit der Swisspower AG und regionalen<br />
Energieversorgungsunternehmen<br />
breit abgestützt. Sie alle sehen ein enormes<br />
Potenzial für Power-to-Gas in der Schweiz.<br />
Alleine mit PtG-Anlagen an den 100 größten<br />
Abwasserreinigungsanlagen der<br />
Schweiz könnte der Energiebedarf von<br />
über 250.000 Personen gedeckt werden.<br />
LLwww.viessmann.com<br />
www.viessmann-newsroom.de<br />
ABB gewinnt 30 Millionen Dollar-<br />
Auftrag für Netzausrüstung zur<br />
Stärkung der Integration<br />
erneuerbarer Energien<br />
• Leistungsstarke Phasenschieber-Transformatoren<br />
zur besseren Steuerung der<br />
Integration von Offshore-Windenergie<br />
in das Stromnetz<br />
• Einsparpotenzial von mehr als 100 Millionen<br />
Euro über 3 Jahre<br />
(abb) ABB hat von der Amprion GmbH, einem<br />
deutschen Übertragungsnetzbetreiber,<br />
der mehr als 29 Millionen Menschen<br />
von den Alpen bis nach Niedersachsen mit<br />
Strom versorgt, einen Auftrag im Wert von<br />
30 Millionen US-Dollar über die Lieferung<br />
von Phasenschieber Transformatoren<br />
(PSTs) erhalten, die den Stromfluss im<br />
deutschen Stromnetz optimieren und bei<br />
der Integration erneuerbarer Energien helfen.<br />
Diese Transformatoren haben das Potenzial,<br />
über einen Zeitraum von 3 Jahren<br />
Einsparungen von mehr als 100 Millionen<br />
Euro (etwa <strong>11</strong>0 Millionen Dollar) zu ermöglichen.<br />
Die von Windparks erzeugte Energie ist<br />
unvorhersehbar. Um das Netz stabil zu halten,<br />
muss in konventionellen Kraftwerken<br />
sehr kurzfristig mehr oder weniger Strom<br />
erzeugt werden, was sowohl ineffizient als<br />
auch kostspielig ist. Diese Kosten werden<br />
als Redispatch-Kosten bezeichnet, von denen<br />
Deutschland jährlich rund 1,5 Mrd.<br />
Euro(1) (etwa 1,7 Mrd. US$) zahlt.<br />
Um den Stromfluss in der bestehenden<br />
Netzinfrastruktur besser zu steuern, liefert<br />
ABB aus seinem Transformatorenwerk in<br />
Bad Honnef zwei PSTs mit je 2.494 Megavoltampere<br />
(MVA) Kapazität. Diese PSTs,<br />
die zu den leistungsfähigsten der Welt gehören,<br />
werden es Amprion ermöglichen,<br />
die Windenergie effizienter zu integrieren.<br />
ABB war führend bei der Entwicklung der<br />
PST-Technologie. In den 1950er Jahren<br />
wurde diese von der Westinghouse Electric<br />
Corporation T&D, die 1989 von ABB übernommen<br />
wurde, entwickelt. PSTs erfordern<br />
eine gründliche Bewertung des<br />
Stromnetzes, um ihre optimale Anwendung<br />
und Lage zu definieren. Aufgrund<br />
ihrer Größe und Komplexität sind fortschrittliche<br />
Design- und Fertigungskenntnisse<br />
sowie eine strenge Qualitätskontrolle<br />
bei der Herstellung erforderlich.<br />
„Phasenschieber-Transformatoren sind<br />
eine Speziallösung, die die komplexe Aufgabe<br />
der Steuerung des Leistungsflusses im<br />
Stromnetz erfüllen. Dies ermöglicht es unseren<br />
Kunden, Investitionen in die Netze zu<br />
optimieren, Kosten bei der Integration erneuerbarer<br />
Energien wie Offshore-Windenergie<br />
zu vermeiden und gleichzeitig ihre<br />
Wirtschaftlichkeit zu verbessern“, sagte<br />
Bruno Melles, Managing Director des Geschäftsbereichs<br />
Transformers von ABB.<br />
LLwww.abb.com<br />
Products and<br />
Services<br />
KRITIS Defender – Das Intrusion<br />
Detection System in der<br />
Leittechnik<br />
(ausecus) die Sicherheitsvorfälle bei den<br />
ukrainischen Energieversorgern 2015 und<br />
2016 haben gezeigt, dass klassische Detektionsmechanismen<br />
wie Anti-Virus Software<br />
bei neuartiger Schadsoftware versagen.<br />
Um Angreifer, Anomalien und betriebliche<br />
Probleme in Ihrem Netzwerk festzustellen,<br />
muss bereits auf Netzwerkebene analysiert<br />
und bewertet werden. Von den Angreifern<br />
wurden neuartige Schadsoftware und bisher<br />
nicht bekannte Angriffsmuster verwendet,<br />
um unbekannte Sicherheitslücken („0-<br />
Days“) auszunutzen.<br />
Ein netzwerkbasiertes Intrusion Detection<br />
System wie der KRITIS Defender von<br />
ausecus kann solche Angriffe schon frühzeitig<br />
erkennen. In den allermeisten Fällen<br />
werden Angreifer schon entdeckt, bevor<br />
überhaupt ein System infiziert wird. Außerdem<br />
können Angriffswege wie „Lateral<br />
Movement“ nachhaltig erkannt und unterbrochen<br />
werden.<br />
Im Rahmen des aktuellen IT-Sicherheitsgesetztes<br />
(BSIG §8b) sind Betreiber verpflichtet<br />
Störungen in ihren IT-Systemen<br />
an das BSI zu melden. Hierunter fallen<br />
auch Störungen, bei denen „die Vermutung<br />
naheliegt, dass das Unternehmen Ziel eines<br />
neuartigen, außergewöhnlichen, zielgerichteten<br />
oder aus technischer Sicht bemerkenswerten<br />
Angriffs oder Angriffsversuchs<br />
ist, zum Beispiel ein sogenannter<br />
Advanced Persistent Threat (FAQ zur Meldepflicht<br />
des BSI).“ Eine explizite Pflicht<br />
zum Betrieb angriffserkennender Systeme<br />
ist bereits im Entwurf zum IT-Sicherheitsgesetz<br />
2.0 vorgegeben.<br />
Der KRITIS Defender von ausecus leistet<br />
diese Anomalieerkennung und ist speziell<br />
auf die betrieblichen Belange von Energieversorgern,<br />
Kraftwerksbetreibern, Wasserversorgern<br />
und Abwasserbeseitigung zugeschnitten.<br />
Neben der Erfassung bekannter<br />
und bisher unbekannter Angriffe auf die<br />
Leit-, Fernwirk- und Automatisierungstechnik,<br />
kann der KRITIS Defender auch<br />
eine Vielzahl an Leittechnikprotokollen<br />
wie IEC-104, Modbus/TCP, Ethernet/IP<br />
und DNP3 im Detail untersuchen. Natürlich<br />
werden ebenfalls IT-Protokolle wie<br />
DNS, HTTP/-S, SMB, RDP/Terminalserver<br />
und Kerberos genauestens analysiert.<br />
Der KRITIS Defender bietet viele Vorteile:<br />
• Spezifikationsbasierte Erkennung<br />
• Integration von Meldungen des BSI und<br />
anderer Organisationen (z.B. ICS-CERT,<br />
etc.) in die Standard-Regelsätze und<br />
gleichzeitige Möglichkeit zur Erweiterung<br />
der Regelsätze um Unternehmensund<br />
Netzwerkspezifika<br />
29
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
• Spezielle Zuschneidung von Verwaltungsfunktionen,<br />
Melde- und Alarmierungsmechanismen<br />
auf die Prozessleittechnik<br />
von Ver- und Entsorgungsunternehmen<br />
• Kenntnis über einschlägige Netzwerkprotokolle<br />
wie IEC-104 und IEC-61850<br />
und daraus folgende Deep-Packet-Inspection<br />
• Möglichkeit das IDS auch als IPS zu betreiben<br />
• Protokollanalyse und Spezifikationsbasierung<br />
statt eines fehleranfälligen und<br />
wartungsintensiven Machine-Learning-Ansatzes<br />
• Volle Integrationsmöglichkeit in bestehende<br />
ISMS nach ISO/IEC 27001, B3S<br />
und BSI Grundschutz<br />
• Sicherste Fernwartung mittels „Reverse-SSH“.<br />
Fernwartung kann ausschließlich<br />
der Betreiber initiieren - dafür muss<br />
kein Port an der Firewall freigegeben<br />
werden.<br />
Im Rahmen einer KRITIS Defender Lizenz<br />
erhalten Kunden regelmäßige Funktionsund<br />
Softwareupdates, sowie Wartung und<br />
Unterstützung bei der Beseitigung von erkannten<br />
Vorfällen. (1935<strong>11</strong>710)<br />
LLwww.ausecus.com<br />
Selbstoptimierendes Kraftwerk der<br />
E.ON nutzt ProCom-Lösung<br />
• Mit BoFiT zu mehr Profit: Kraftwerksflexibilität<br />
vollautomatisch im Kurzfristhandel<br />
vermarkten<br />
(procom) Wer den Profit seiner Kraftwerksanlagen<br />
steigern und freie Flexibilitäten<br />
im Kurzfristhandel oder am Regelleistungsmarkt<br />
rund um die Uhr vermarkten<br />
möchte, findet in der BoFiT Optimierung<br />
von ProCom die passende Lösung.<br />
BoFiT bildet Erzeugungs- oder Handelsportfolios<br />
in einem Modell ab. Basierend<br />
auf diesem mathematischen Modell prüft<br />
die Lösung mögliche Einsatzszenarien der<br />
Anlagen und optimiert sie gegen die vorhandenen<br />
Marktkanäle. Dabei berücksichtigt<br />
BoFiT technische Restriktionen der<br />
Erzeugungsanlagen, verfügbare Speicherkapazitäten,<br />
Brennstoffkosten, Wetter-, Bedarfs-<br />
und Preisprognosen sowie sämtliche<br />
Lieferverpflichtungen und errechnet anhand<br />
der Informationen die optimalen Anlagenfahrpläne.<br />
Einsatz findet die Optimierung bei E.ON‘s<br />
iQ CHP, dem „intelligenten Kraftwerk“, bei<br />
DSM Nutritional Products GmbH in Grenzach-Wyhlen<br />
(bei Basel). Die GuD-Anlage<br />
versorgt somit einen Standort der DSM<br />
und ist hoch automatisiert.<br />
Die Optimierungslösung BoFiT von Pro-<br />
Com erstellt Einsatzpläne, die iQ CHP<br />
Plattform setzt den Handel und den Fahrplan<br />
in Echtzeit um und lässt die Optimierung<br />
ohne manuelle Eingriffe ins System<br />
einfließen. Das Ergebnis ist ein selbstoptimierender<br />
Kraftwerksbetrieb mit maximalen<br />
Erlösen aus Strom- und Regelleistungsmarkt.<br />
Zum Projekterfolg hat die enge Zusammenarbeit<br />
zwischen E.ON und ProCom<br />
maßgeblich beigetragen. E.ON plant, diese<br />
Lösung zukünftig an weiteren Industriestandorten<br />
zu nutzen. Als nächstes soll<br />
die BoFiT Optimierung in einem E.ON Industriekraftwerk<br />
in Großbritannien zum<br />
Einsatz kommen.<br />
Dr. Pasquale Cardamone, Senior Project<br />
Manager bei der E.ON Energy Projects<br />
GmbH: „Der modulare Aufbau des E.ON‘s<br />
iQ CHP und die Möglichkeiten der individuellen<br />
Kraftwerksmodellierung mit BoFiT<br />
haben eine hervorragende Integration der<br />
ProCom-Software in die Kraftwerksumgebung<br />
ermöglicht.“ (1935<strong>11</strong>717)<br />
LLwww.procom.eu<br />
Unterirdische Versorgungsnetze<br />
sichtbar machen: Leica<br />
Geosystems setzt erneut auf<br />
vollrobustes Tablet von Getac<br />
(getac) Leica Geosystems sich für das vollrobuste<br />
F<strong>11</strong>0 Tablet von Getac entschieden,<br />
um Versorgungsunternehmen, Wartungs-<br />
und Reparaturdienstleistern, Sachverständigen<br />
sowie Bauingenieuren eine<br />
intelligente Gesamtlösung bereitzustellen,<br />
die unterirdische Versorgungsleitungen<br />
auffindet, visualisiert und kartiert. Leica<br />
Geosystems kombiniert das F<strong>11</strong>0 mit seiner<br />
DSX-Ortungslösung und liefert damit absolut<br />
zuverlässige Informationen zum Untergrund<br />
in jedem Gelände und in allen<br />
Wetterlagen.<br />
Leica Geosystems entwickelt hochwertige,<br />
zuverlässige und robuste Lösungen<br />
zum Auffinden verborgener Leitungsnetze.<br />
Die neueste DSX-Lösung vereinfacht nun<br />
den Vorgang der Visualisierung, Interpretation<br />
und Übermittlung traditioneller Bodenradardaten<br />
mithilfe des Getac F<strong>11</strong>0.<br />
Ortung und Kartieren unterirdisch verlegter,<br />
üblicherweise nicht dokumentierter<br />
Versorgungsnetze ist eine langwierige Aufgabe,<br />
die bislang nur von erfahrenen Fachleuten<br />
mit entsprechend technischem<br />
Know-how ausgeführt wurde. Die neue<br />
Leica Geosystems DSX-Ortungs- und Kartierungslösung<br />
erlaubt es Anwendern auch<br />
mit wenig Erfahrung in der Auswertung<br />
von Bodenradardaten, die Vorteile dieser<br />
innovativen Technik zu nutzen – eine Entwicklung,<br />
die Sicherheit während der Aushubarbeiten<br />
gewährleistet, indem sie das<br />
Risiko von Versorgungsausfällen reduziert,<br />
was wiederum Stillstandzeiten minimiert<br />
und neue Servicemöglichkeiten eröffnet.<br />
Das Auffinden und Kartieren unterirdischer<br />
Versorgungsleitungen findet in allen<br />
denkbaren Geländearten statt: auf Asphalt<br />
oder Schotter, felsigem Untergrund, Gras<br />
oder Sand. Es ist entscheidend, dass die Tablets<br />
als Teil der Lösung absolut stabil bleiben,<br />
über ein hochauflösendes Display für<br />
klare Datendarstellung und -analysen verfügen<br />
und zuverlässig auch bei direkter<br />
Sonne und Regen arbeiten sowie bei sehr<br />
heißen bis extrem kalten Temperaturen.<br />
„Wir vertreiben unsere Lösungen weltweit,<br />
deshalb müssen die Tablets mit jeder Art<br />
von Klima und Untergrund zurechtkommen“,<br />
so Agata Fischer, Business Director<br />
Detection and Service bei Leica Geosystems.<br />
„Außerdem müssen sie absolut widerstandsfähig<br />
sein und rauer Handhabung<br />
standhalten, inklusive Stößen und<br />
Stürzen.“<br />
Genau für solche Anwendungsfälle ist das<br />
vollrobuste F<strong>11</strong>0 Tablet unabhängig gestestet<br />
und gemäß MIL-STD 810G-, IP65- und<br />
MIL-STD-461F-Standard zertifiziert worden.<br />
Das heißt, es übersteht Stürze aus bis<br />
zu 1,2 Metern und ist unempfindlich gegenüber<br />
Stößen, Verschmutzungen, Staub,<br />
Erschütterungen oder Feuchtigkeit und<br />
funktioniert auch bei Temperaturen von<br />
-21 bis +60 °C sowie Lagertemperaturen<br />
von -51 bis +71 °C einwandfrei.<br />
„Getacs branchenführende Vollgarantie,<br />
die Unfallschäden mit einschließt, bedeutet<br />
für unsere Kunden, dass sie beim Erwerb<br />
der neuen Lösung auf den umfassenden<br />
Schutz ihrer Investition absolut vertrauen<br />
können“, fügt Agata Fischer hinzu.<br />
Die Ortung verborgener Leitungssysteme<br />
erfolgt unter den verschiedensten Witterungsbedingungen.<br />
Das F<strong>11</strong>0 Tablet von<br />
Getac zeichnet sich durch sein LumiBond®<br />
2.0 Display aus, das selbst bei direkter Sonneneinstrahlung<br />
uneingeschränkt lesbar<br />
ist, während die verschiedenen Touchmodi<br />
für Regen, Handschuh- oder Stiftbedienung<br />
einen hohen Nutzungskomfort gewährleisten.<br />
Der <strong>11</strong>,6 Zoll Bildschirm bietet<br />
außerdem reichlich Platz für Anwendungen<br />
und der RJ45/LAN Port eine<br />
sichere und schnelle Datenverbindung<br />
zum DSX-Ortungssystem.<br />
Eric Yeh, Sales & Operations Director<br />
DACH bei der Getac Technology GmbH, erklärt:<br />
„Wir freuen uns sehr, dass sich Leica<br />
erneut für uns entschieden hat – und besonders<br />
für diese anspruchsvolle Lösung.<br />
Denn bei ihrer Anwendung geht es nicht<br />
nur um Effizienzmaximierung und Vermeidung<br />
kostspieliger Beschädigungen an Leitungen,<br />
sondern vor allem um den Schutz<br />
der Kollegen, die draußen im Feld schwierige,<br />
nicht selten extrem gefährliche Arbeiten<br />
erledigen. Unsere enorm zuverlässigen<br />
und leistungsfähigen F<strong>11</strong>0 Tablets sind definitv<br />
die beste Wahl für diese Anforderungen.“<br />
LLwww.getac.com,<br />
www.hexagon.com<br />
30
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Industry News<br />
Events in brief<br />
EnInnov2020 – 16. Symposium<br />
Energieinnovatione<br />
(tug) Vom 12. bis 14. Februar 2020 findet<br />
an der TU Graz das 16. Symposium Energieinnovation<br />
statt, welches vom Institut für<br />
Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation<br />
der TU Graz gemeinsam mit den Mitveranstaltern<br />
Österreichischer Verband für<br />
Elektrotechnik (OVE), Österreichs Energie<br />
(Interessenvertretung der österreichischen<br />
E-Wirtschaft) sowie dem Österreichischen<br />
Nationalkomitee des Weltenergierates veranstaltet<br />
wird. Das Symposium steht unter<br />
der Schirmherrschaft von:<br />
• Bundesministerium für Nachhaltigkeit<br />
und Tourismus (BMNT)<br />
• Bundesministerium für Verkehr, Innovation<br />
und Technologie (BMVIT)<br />
• Bundesministerium für Bildung, Wissenschaft<br />
und Forschung (BMBWF)<br />
• Land Steiermark<br />
• Stadt Graz<br />
Thema der diesjährigen Veranstaltung:<br />
„ENERGY FOR FUTURE –<br />
Wege zur Klimaneutralität“<br />
Der aktuelle Klimabericht der Weltwetterorganisation<br />
(WMO) weist für die Jahre<br />
von 2015 bis <strong>2019</strong> nach vorläufigen Berechnungen<br />
die heißeste Fünfjahresperiode<br />
seit Beginn der Messungen vor rund 150<br />
Jahren aus. Die durchschnittliche Temperatur<br />
habe in diesem Zeitraum bereits um<br />
1,1 Grad über jener der vorindustriellen<br />
Zeit gelegen. Die durch den fortschreitenden<br />
Klimawandel verursachten Auswirkungen<br />
(Gletscherschwund, Anstieg des<br />
Meeresspiegels, Umweltkatastrophen<br />
uvm.) werden dabei immer unmittelbarer<br />
für die Menschen spürbar. Eine vor allem<br />
von der jungen Generation initiierte und<br />
getragene weltweite Bewegung fordert<br />
entsprechende Maßnahmen ein, was durch<br />
zahlreiche Kundgebungen und Aktionen<br />
weltweit zum Ausdruck gebracht wird. Der<br />
gesamte Energiebereich spielt dabei eine<br />
zentrale Rolle.<br />
Auf weltweiter Ebene wird das Thema<br />
Energie und Klimaschutz neben vielen weiteren<br />
bedeutenden Zielsetzungen im Rahmen<br />
der „Sustainable Development Goals“<br />
der United Nations thematisiert. Basierend<br />
auf der Klimakonferenz in Paris vom Dezember<br />
2015 – bei der sich bisher 195 Staaten<br />
auf ein Klimaabkommen geeinigt haben<br />
– finden im Rahmen der nächsten Klimakonferenz<br />
im Dezember <strong>2019</strong> in Madrid<br />
weitere Beratungen statt. Es gilt, die globale<br />
post-industrielle Erwärmung langfristig<br />
auf zwei Grad oder weniger zu begrenzen<br />
und die Wirtschaft in Richtung CO 2 -Neutralität<br />
umzubauen.<br />
<strong>VGB</strong> Thementag<br />
Windenergie –<br />
Umwelt-, Arbeits- und<br />
Gesundheitsschutz<br />
SAVE<br />
THE DATE<br />
14. Mai 2020<br />
Essen<br />
Mit der Nutzung der Windkraft – sowohl<br />
onshore als auch offshore – sind, wie bei<br />
allen Techniken, Fragen zu Arbeits-,<br />
Gesundheits- und Umweltschutz zu<br />
berücksichtigen und zu beantworten.<br />
Dazu bedarf es z.B. der Mitwirkung von<br />
Fachleuten aus der Forschung, der Produktion,<br />
Politik, Umweltverbänden, unterschiedlichen<br />
Behörden und der Unfallversicherungsträger,<br />
um im Konsens Lösungen zu erarbeiten und<br />
diese zu realisieren.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
Informationen<br />
Gerda Behrendes<br />
E-Mail<br />
vgb-thement-wind@vgb.org<br />
Telefon<br />
+49 201 8128-313<br />
www.vgb.org<br />
31
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Die Europäische Kommission legt mit<br />
dem „Clean Energy for all Europeans<br />
Package“ ein umfassendes Regelwerk zur<br />
Erreichung der europäischen Ziele vor,<br />
welches die Erhöhung des Anteils erneuerbarer<br />
Energie auf 32%, die Hebung der<br />
Energieeffizienz um 32,5% sowie die Reduktion<br />
der Treibhausgase um 40% bis<br />
2030 umfasst. Bis 2050 wird in der EU darüber<br />
hinaus Klimaneutralität angestrebt.<br />
Sämtliche Teile wurden bis zum Juni <strong>2019</strong><br />
offiziell verabschiedet und werden nun in<br />
nationalen Gesetzgebungen und Energiestrategien<br />
(z.B. #mission2030, Klimaschutzgesetz)<br />
umgesetzt. Die Themen umfassen<br />
dabei besonders Erneuerbare Energien,<br />
Energieeffizienz, Elektrizitätsmärkte,<br />
Regulierung sowie Gebäude.<br />
Bei der Transformation unseres Energiesystems<br />
sind die verstärkte Nutzung erneuerbarer<br />
Energien sowie die Hebung der<br />
Energieeffizienz weiterhin zentrale Eckpfeiler.<br />
Darüber hinaus wird elektrische<br />
Energie künftig eine noch bedeutendere<br />
Rolle spielen. Die Integration hoher Anteile<br />
erneuerbarer Energie in das Gesamtenergiesystem<br />
sowie neue Marktteilnehmer<br />
(z.B. Prosumer, Aggregatoren, Energiegemeinschaften)<br />
erfordern aber auch Anpassungen<br />
im Bereich der Elektrizitätsmärkte<br />
sowie des Regulierungsregimes, eine verstärkte<br />
Flexibilisierung der Erzeugung und<br />
der Nachfrage, mehr Energiespeicheroptionen,<br />
die Kopplung unterschiedlicher Sektoren,<br />
eine Fortentwicklung zukunftssicherer<br />
Übertragungs- und Verteilnetzinfrastrukturen<br />
sowie Veränderungen im<br />
Gebäude- und Mobilitätssektor.<br />
Die Sicherstellung unserer Lebensgrundlagen<br />
hat weltweit oberste Priorität. Ob<br />
Klimaneutralität erreichbar ist und vor allem<br />
welche infrastrukturellen und energiewirtschaftlichen<br />
Voraussetzungen auf den<br />
unterschiedlichen Wegen erfüllt sein müssen,<br />
sind zentrale aktuelle Fragestellungen.<br />
VertreterInnen der Wissenschaft und<br />
Forschung, Wirtschaft, NGOs, Verbände<br />
sowie Politik und Verwaltung sind daher<br />
aufgefordert entsprechende Beiträge im<br />
Sinne einer gedeihlichen Entwicklung insbesondere<br />
der europäischen Energiewirtschaft<br />
und Gesellschaft zu leisten und diese<br />
werden im Rahmen des Symposiums<br />
diskutiert. (1935<strong>11</strong>655)<br />
Univ.-Prof. DI Dr. MBA Wolfgang Bösch<br />
(Dekan ETIT)<br />
Assoz.-Prof. DI Dr. Udo Bachhiesl (Symposiumsleitung)<br />
LLwww.tugraz.at/events/<br />
eninnov2020/home/<br />
WindEnergy Hamburg: The global<br />
on & offshore event<br />
• Hamburger Weltleitmesse 2020 mit<br />
neuem Konferenz-Konzept<br />
(wehh)Der gesellschaftliche Druck zur<br />
Einhaltung des Pariser Klimaschutzabkommens<br />
steigt. Die Bewegung „Fridays for Future“<br />
zieht weltweit Tausende auf die Straßen.<br />
Die Menschen verlangen, dass endlich<br />
etwas gegen die Klimakrise unternommen<br />
wird. Die Politiker geben sich ambitioniert<br />
und reden von der Umstellung auf eine klimaneutrale<br />
Wirtschaft.Unterdessen nimmt<br />
der globale Energiebedarf ständig zu. Wie<br />
können wir die Aufheizung der Erdatmosphäre<br />
auf nur 1,5 °C senken und unsere<br />
Umwelt schützen, zugleich aber eine zuverlässige,<br />
wettbewerbsfähige Energieversorgung<br />
sicherstellen? Windenergie kann<br />
zum Rückgrat einer sauberen, wettbewerbsfähigen<br />
Energiewirtschaft werden.<br />
Windenergie ist die günstigste und umweltfreundlichste<br />
Energiequelle mit hohem<br />
CO 2 -Einsparpotenzialin Wärmeerzeugung,<br />
Mobilität, Industrie etc. Windenergie<br />
schafft Arbeitsplätze und stärkt die regionale<br />
Wirtschaft. Vorhersagen der Internationalen<br />
Energieagentur IEA zufolge wird die<br />
Windenergie bis 2027 an Kohle, Kernenergie<br />
und Gas vorbeiziehen und zur wichtigste<br />
Energiequelle in der EU werden .<br />
Unter dem Motto Climate First wird die<br />
WindEnergy Hamburg vom 22. bis 25. September<br />
2020 erneut zum globalen Treffpunkt<br />
für die Onshore- und Offshore-<br />
Wind energiebranche. In neun Messehallen<br />
zeigen mehr als 1.400 nationale und internationale<br />
Aussteller die neuesten Produkte,Dienstleistungen<br />
und Trends. Rund<br />
35.000 Teilnehmer werden aus 100 Ländern<br />
nach Hamburg kommen, um die gesamte<br />
Wertschöpfungskette der Windindustrie<br />
zu erleben und sich einen umfassenden<br />
Überblick über Status und Zukunft<br />
der globalen Marktentwicklung für<br />
dieBranche verschaffen.<br />
Erstmalig bringen die Veranstalter Hamburg<br />
Messe und Congress und WindEurope<br />
die Konferenzen in die Mitte der Messehallen,<br />
um das Messeerlebnis durch das Fachwissen<br />
der Vordenker aus Industrie und<br />
Forschung zu bereichern. Drei offene Bühnen<br />
werden für Keynotes und Diskussionsrunden<br />
mit internationalen Experten zur<br />
Verfügung stehen. „Wir haben unser Konzept<br />
den Marktbedürfnissen angepasst. In<br />
einer Branche, die sich so dynamisch entwickelt,<br />
ist unsere WindEnergy Hamburg<br />
das Event, auf dem sich die Big Player, Entscheider<br />
und die Pioniere informieren, vernetzen<br />
und Geschäfte machen. Hier ist globaler<br />
Wissenstransferfokussiert möglich.<br />
Dazu gehört für uns ein offenes Konferenz-Konzept,<br />
das mitten in unseren Hallen<br />
stattfindet und das Ausstellerumfeld<br />
thematisch in Bezug setzt“, so Bernd Aufderheide,<br />
Vorsitzender der Geschäftsführung<br />
Hamburg Messe und Congress.<br />
Neue Schwerpunktthemen und Insights:<br />
Wasserstoff und Elektrifizierung aus<br />
erneuerbaren Energien, Menschen und<br />
weltweite Märkte<br />
Drei Schwerpunktthemen prägen die<br />
WindEnergy Hamburg im kommenden<br />
Jahr: Elektrifizierung, Energiespeicherung<br />
und Power-to-X-Lösungen als „Missing<br />
Links“, die die Energiewende ermöglichen.<br />
In Halle B7 werden der Networking-Bereich<br />
„H2Insights“ und die Bühne „Power4Climate“<br />
Raum für wegweisende Gespräche<br />
mit Experten über zukunftssichere<br />
Lösungen und Geschäftsmodelle bieten.<br />
„Wir verbinden hier die Akteure der Windstromproduktion<br />
mit den Spezialisten für<br />
Elektrifizierung, die Umwandlung erneuerbarer<br />
Energie in Wasserstoff und Wasserstoff-Anwendungen.<br />
Ein wichtiger Schritt<br />
für die notwendige Energie- und Mobilitätswende<br />
mit unendlichem Potenzial für<br />
den weltweiten Markt“, fasst Bernd Aufderheide<br />
zusammen.<br />
Menschen stehen im Rampenlicht einer<br />
besonderen Bühne in Halle A4. Das Thema<br />
hier: Empowering People Insights.Die<br />
Schwerpunkte sind Sicherheit, IT-Sicherheit<br />
und Digitalisierung, Einbeziehung der<br />
Bevölkerung, Arbeitsplätze und Qualifikationen.<br />
“Um die Energiewende zu schaffen,<br />
müssen wir die Menschen abholen. Auf die<br />
Ansprache und Einbeziehung der Bevölkerung<br />
kommt es an. Und auf die Schaffung<br />
hoch qualifizierter und sicherer Arbeitsplätze<br />
für die Bevölkerung. Und auf niedrige<br />
Strompreise für alle. Windenergie erfüllt<br />
alle diese Versprechen. Und sie sorgt<br />
dafür, dass bei der Energiewende niemand<br />
vergessen wird. Hamburg ist im kommenden<br />
September der „Place to be“, um diese<br />
Themen voranzubringen“, betont Giles<br />
Dickson, der CEO von WindEurope.<br />
Die „Global Business Insights Stage” wird<br />
in Zusammenarbeit mit GWEC, dem Global<br />
Wind Energy Council,organisiert. In mehreren<br />
Konferenzen zu den Themenbereichen<br />
Finanzen, Investitionen und Kooperationen<br />
unter Mitwirkung hochrangiger<br />
Persönlichkeiten können sich die Teilnehmer<br />
über Marktentwicklungen in aller Welt<br />
informieren. „Die Windenergie ist eine<br />
echte globale Erfolgsgeschichte. In führenden<br />
Volkswirtschaften der Welt wie in den<br />
USA, China und Brasilien wird sie zunehmend<br />
zu einer Hauptenergiequelle, und in<br />
den Entwicklungs- und Schwellenländern<br />
hat sie enormes Wachstumspotenzial.In<br />
Hamburg werden Erfolgsrezepte ausgetauscht<br />
und Herausforderungen überwunden,<br />
damit die Windenergie zur zentralen<br />
Triebkraft der globalen Energiewende werden<br />
kann“, so Ben Backwell, der CEO des<br />
GWEC.<br />
• WindEnergy Hamburg<br />
vom 22. - 25. September 2020<br />
LLwww.windenergyhamburg.com<br />
32
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Industry News<br />
Erfolgreiche Premiere für<br />
den Neuen Hüttentag in<br />
deR Messe Essen<br />
• Keynotes, Podiumsdiskussion und Fachvorträge<br />
thematisierten aktuelle Herausforderungen<br />
der Stahlindustrie und<br />
zeigen Lösungen auf.<br />
(dvs) Über 400 Teilnehmer, mehr als 30<br />
Aussteller, aktuelle Themen der Stahlindustrie<br />
und ein reger fachlicher Austausch<br />
kennzeichneten die Premiere des HÜT-<br />
TENTAGS <strong>2019</strong>, der unter dem Motto „Tradition<br />
bewahren. Zukunft gestalten“ im<br />
neuen Foyer Ost der Messe Essen stattfand.<br />
Die DVS Media GmbH und die Messe<br />
Essen GmbH als gemeinsame Veranstalter<br />
freuen sich über die gelungene Auftaktveranstaltung.<br />
„Der intensive fachliche Austausch über<br />
den gesamten Tag zeigt uns, dass wir mit<br />
unserem Veranstaltungskonzept von Keynotes,<br />
Podiumsdiskussion, Fachvorträgen<br />
und begleitender Firmenausstellung den<br />
Nerv der Branche getroffen haben“, so<br />
Dirk Sieben, Geschäftsführer der DVS Media<br />
GmbH. „Die Stahlindustrie steht vor<br />
großen Herausforderungen“, so Oliver P.<br />
Kuhrt, Geschäftsführer der Messe Essen<br />
GmbH. „Mit dem HÜTTENTAG bieten wir<br />
eine Plattform, um über diese Herausforderungen<br />
zu diskutieren und Lösungen zu<br />
finden.“<br />
Die ungebrochen hohe Bedeutung der<br />
deutschen Stahlindustrie betonte auch Essens<br />
1. Bürgermeister Rudolf Jelinek in seinem<br />
Grußwort: „Deutschland ist der größte<br />
Stahlhersteller in der EU und der siebtgrößte<br />
Stahlhersteller der Welt. Die<br />
Stahlbranche ist immer noch das Rückgrat<br />
der deutschen Volkswirtschaft.“ Dass Essen<br />
durch den neuen HÜTTENTAG zum<br />
Treffpunkt der Branche wird, passt aus seiner<br />
Sicht hervorragend zur Region: „In den<br />
letzten 100 Jahren hat – neben den Zechen<br />
–- keine Industrie das Ruhrgebiet mehr geprägt<br />
als die Stahlindustrie.“<br />
Zu den Schwerpunktthemen auf dem<br />
HÜTTENTAG <strong>2019</strong> zählten neben der<br />
CO 2 -freien Stahlerzeugung auch die Additive<br />
Fertigung, die Digitalisierung und die<br />
E-Mobilität. Darüber hinaus wurden in<br />
zahlreichen Fachvorträgen neue Produktionsmöglichkeiten,<br />
Aspekte des Anlagenbaus,<br />
der Technologietransfer und weitere<br />
aktuelle Fragestellungen diskutiert. Beim<br />
abschließenden gemeinsamen Hüttenabend<br />
blieb schließlich genug Zeit, die Gespräche<br />
miteinander fortzusetzen und<br />
neue Kontakte in der Branche zu knüpfen.<br />
• Der nächste HÜTTENTAG findet am 5.<br />
November 2020 im Congress Center Ost<br />
der Messe Essen statt.<br />
LLwww.homeofsteel.de<br />
<strong>VGB</strong> Technical Services<br />
Oil Laboratory<br />
Oil management leads to safe<br />
operation and cost optimization.<br />
Independent oil analysis<br />
in own laboratory<br />
Assessment of lube<br />
and insulating oils<br />
Tailor-made solutions<br />
to extent lube oil lifetime<br />
Inhibition with additives<br />
General consulting in oil issues<br />
Optimization of<br />
lubricant systems<br />
Support during oil changes<br />
Certification of oil suppliers<br />
CONTACTS<br />
Dr.-Ing. Christian Ullrich<br />
Executive Managing Director<br />
E-mail: christian.ullrich@vgb.org<br />
Oil Laboratory<br />
Heiko Fingerholz<br />
Technical Services | Head Team Oil<br />
Phone: +49 201 8128-160<br />
E-mail: heiko.fingerholz@vgb.org<br />
www.vgb.org<br />
33
Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Der Grundsatz der<br />
Technologieoffenheit als Rechtsprinzip<br />
Ein Konzept zur diskriminierungsfreien Förderung<br />
von CO 2 -freien Techniken und Kraftstoffen<br />
Hans-Peter Schwintowski<br />
Abstract<br />
The principle of openness to technology<br />
as a legal principle – A concept for the<br />
non-discriminatory promotion of CO 2 -free<br />
technologies and fuels<br />
The convention adopted at the 2015 United Nations<br />
Climate Change Conference in Paris in<br />
December 2015, which came into force on 4 November<br />
2016, is the first climate protection<br />
agreement in which the international community<br />
commits itself bindingly under international<br />
law to the goal of limiting global warming<br />
to 1.5 degrees Celsius compared with preindustrial<br />
levels. Europe is making a variety of<br />
efforts to achieve this goal.<br />
The 2018 German Coalition Agreement also<br />
takes up this goal and indicates various ways of<br />
achieving the climate protection policy goals.<br />
There should be a support programme for decarbonisation<br />
in industry (keyword: withdrawal<br />
from coal) and the path to sustainable mobility<br />
should be “open to technology and without<br />
political definition of technology”. The principle<br />
of openness to technology, which the Climate<br />
Protection Plan 2050 emphasises in many places,<br />
is thus the principle par excellence for<br />
achieving the climate protection goals of 2050.<br />
The targets for the Federal Republic of Germany<br />
set out in the Climate Protection Plan 2050 are<br />
binding. These are therefore legal principles. It<br />
is therefore the task of the law to enforce these<br />
commitments and to review them for their appropriateness<br />
in individual cases.<br />
It is fundamental that the judiciary in the interaction<br />
between the executive and legislative<br />
branches has an important task, namely that of<br />
reviewing, monitoring the fairness of the facts<br />
and enforcing basic principles which are binding<br />
on constitutional states under international<br />
law. This means that the principle of openness<br />
to technology as a legal principle ensures the<br />
functionality of the rule of law by making the<br />
attainment of international legal objectives,<br />
such as those set out in the Paris Climate Protection<br />
Agreement 2015, the object of law and thus<br />
also of jurisdiction.<br />
l<br />
Autor<br />
Prof. Dr. Hans-Peter Schwintowski<br />
Humboldt-Universität zu Berlin<br />
Juristische Fakultät<br />
Lehrstuhl für Bürgerliches Recht, Handels-,<br />
Wirtschafts- und Europarecht<br />
Berlin, Deutschland<br />
Das Klimaschutzziel 2050<br />
Das im Dezember 2015 auf der Weltklimakonferenz<br />
in Paris beschlossene Übereinkommen,<br />
am 4. November 2016 in Kraft<br />
getreten, ist das erste Klimaschutzabkommen,<br />
mit dem sich die Weltgemeinschaft<br />
völkerrechtlich verbindlich zu dem Ziel<br />
verpflichtet, die Erderwärmung auf<br />
1,5 Grad Celsius gegenüber vorindustriellen<br />
Werten zu begrenzen. [1] Zur Erreichung<br />
dieses Ziels werden in Europa vielfältige<br />
Anstrengungen unternommen. [2]<br />
Hintergrund sind die zunehmenden CO 2 -<br />
Emissionen und der daraus resultierende<br />
Klimawandel. CO 2 hat die Eigenschaft Licht<br />
im Infrarotbereich aufzunehmen, genauer<br />
in den Bereichen zwischen 4 und 15 Mikrometern.<br />
[3] Durch diese Absorption, so die<br />
Autoren Ducci und Oetken, verhindern die<br />
CO 2 -Moleküle in der Atmosphäre, dass<br />
Wärme ungehindert von der Erde in den<br />
Weltraum abgestrahlt wird – sie speichern<br />
diese Energie. [4] Die Erhöhung des Kohlendioxid-Anteils<br />
in der Luft durch die Industrialisierung<br />
ist daher eine Ursache für<br />
den Klimawandel. Während er im vorindustriellen<br />
Zeitalter bei etwa 0,028 % und<br />
noch Ende der 1950er Jahre unter 0,032 %<br />
lag, habe er im April 2018 erstmals im monatlichen<br />
Mittel den Wert von 0,041 %<br />
überschritten. Das klinge wenig, bedeute<br />
aber einen Anstieg von mehr als 46 % verglichen<br />
mit dem Wert vor der Industrialisierung.<br />
Die „wenigen“ CO 2 -Teilchen in der<br />
Atmosphäre hätten somit einen riesigen<br />
Einfluss auf das Klima der Erde. [5]<br />
Diese Überlegungen liegen dem Pariser<br />
Abkommen 2015 zugrunde. Daher rührt<br />
der Grundgedanke auf die vorindustriellen<br />
CO 2 -Werte von etwa 0,03 % zurückzukehren.<br />
Auch deshalb heißt es in § 1 Abs. 1<br />
EnWG, dass es Zweck dieses Gesetzes sei,<br />
insbesondere im Interesse des Klima- und<br />
Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung<br />
der Energieversorgung zu ermöglichen.<br />
Dieses Ziel greift auch der Koalitionsvertrag<br />
2018 auf und deutet dabei verschiedene<br />
Wege an, um die klimaschutzpolitischen<br />
Ziele zu erreichen. Insbesondere<br />
werden wir „moderne Produkte und Verfahren“<br />
benötigen. Es soll ein Förderprogramm<br />
Dekarbonisierung in der Industrie<br />
geben (Stichwort: Ausstieg aus der Kohle)<br />
und der Weg zu einer nachhaltigen Mobilität<br />
soll „technologieoffen und ohne politische<br />
Technologiefestlegung“ erfolgen.<br />
[6] Sehr ähnlich argumentierte die Bundesregierung<br />
bereits im Klimaschutzplan<br />
2050. [7] Nur ein offener Wettbewerb um<br />
die besten Ideen und Technologien, würde<br />
Deutschland auf dem Weg zu Treibhausgasneutralität<br />
voranbringen. Das gelte für<br />
alle Handlungsfelder, wie die Energiewirtschaft,<br />
Gebäude, Verkehr, Industrie, Landwirtschaft<br />
sowie Landnutzung und Forstwirtschaft.<br />
[8] Nur so sei das Zwischenziel<br />
für 2030 zu erreichen (Minderung der<br />
Treibhausgasemissionen um 55 % gegenüber<br />
1990 [9]). Deshalb enthalte der Klimaschutzplan<br />
2050 keine starren Vorgaben;<br />
er sei im Rahmen der gesetzten Ziele<br />
durch Technologieneutralität und Innovationsoffenheit<br />
gekennzeichnet. [10]<br />
Bei der Entwicklung von neuen Technologien<br />
biete die Innovationskraft der deutschen<br />
Wirtschaft und Forschung enormes<br />
Potential, dieses, so die Bundesregierung<br />
„wollen wir unterstützen“. [<strong>11</strong>] Wenn<br />
nicht rasch und ambitioniert gehandelt<br />
werde, drohe eine Erwärmung des Weltklimas<br />
um 4 °C oder mehr. [12] Um dies zu<br />
vermeiden, müsse im Laufe des Jahrhunderts<br />
weltweit der vollständige Umstieg<br />
auf ein Wirtschaften ohne Treibhausgasemissionen<br />
erreicht werden. [13] Mit der<br />
Modernisierung hin zu einer auf erneuerbaren<br />
Rohstoffen, Energien und Materialien<br />
basierenden Infrastruktur sollen Innovationen<br />
angeregt werden, die<br />
längerfristig weit über den europäischen<br />
Zielen (20 % Treibhausgas Minderung;<br />
20 % Steigerung der Energieeffizienz und<br />
20 % Anteil industrieller Produktion) liegen.<br />
[14] Für den Klimaschutzplan, so formuliert<br />
die Bundesregierung wörtlich,<br />
„kommt dem Prinzip der Technologieoffenheit<br />
große Bedeutung zu“. [15]<br />
Neue Technologien- von der Energiespeicherung<br />
über Innovationen bei Industrieprozessen<br />
bis hin zu möglichen Technologien<br />
zur sinnvollen Verwendung und Verwertung<br />
von Kohlendioxid (CCU) könnten<br />
dazu beitragen, die Klimaziele langfristig<br />
kosteneffizient und wirtschaftsverträglich<br />
zu erreichen. [16]<br />
34
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip<br />
Das Prinzip der Technologieoffenheit,<br />
das der Klimaschutzplan 2050 an vielen<br />
Stellen betont, ist somit das Prinzip<br />
schlechthin zur Erreichung der Klimaschutzziele<br />
2050. Es geht ersichtlich um<br />
ein Prinzip und nicht etwa nur um einen<br />
politischen Programmsatz. Gemeint ist,<br />
und dies soll im Folgenden entwickelt und<br />
gezeigt werden, ein Rechtsprinzip, denn<br />
Ziele des Pariser Abkommens 2015 sind<br />
verbindlich formulierte (völkerrechtliche)<br />
Prinzipien, an die sich die Unterzeichnerstaaten<br />
gebunden haben. Nach Art. 1 des<br />
Gesetzes zum Pariser Übereinkommen<br />
[17] vom 28.09.2016 hat die Bundesrepublik<br />
Deutschland dem in New York am<br />
22.04.2016 unterzeichneten Übereinkommen<br />
zugestimmt. Nach Art. 2 zielt das Abkommen<br />
darauf ab, den Anstieg der durchschnittlichen<br />
Erdtemperatur deutlich unter<br />
2 °C über dem vorindustriellen Niveau zu<br />
halten und darauf, dass Anstrengungen<br />
unternommen werden, um den Temperaturanstieg<br />
auf 1,5 °C über dem vorindustriellen<br />
Niveau zu begrenzen. Nach Art. 4<br />
Abs. 1 sind die Vertragsparteien, also die<br />
Bundesrepublik Deutschland, bestrebt so<br />
bald wie möglich den weltweiten Scheitelpunkt<br />
der Emissionen von Treibhausgasen<br />
zu erreichen, um in der zweiten Hälfte dieses<br />
Jahrhunderts ein Gleichgewicht zwischen<br />
den Emissionen und ihrem Abbau<br />
herzustellen. In Abs. 2 heißt es, dass jede<br />
Vertragspartei innerstaatliche Minderungsmaßnahmen<br />
ergreift, um die Ziele zu<br />
verwirklichen. Darüber berichten die Vertragsparteien<br />
alle 5 Jahre (Abs. 9). Die von<br />
den Vertragsparteien national festgelegten<br />
Beiträge werden in ein öffentliches Register<br />
eingetragen (Abs. 12). Jede Partei ist<br />
für ihr Emissionsniveau auf der Grundlage<br />
der geschlossenen Vereinbarung verantwortlich<br />
(Abs. 17).<br />
Daraus folgt, dass die im Klimaschutzplan<br />
2050 festgelegten Ziele für die Bundesrepublik<br />
Deutschland verbindlich sind. Es<br />
handelt sich also um Rechtsprinzipien.<br />
Dem Recht kommt somit die Aufgabe zu,<br />
diese Bindungen durchzusetzen und auf<br />
Sachgerechtigkeit im Einzelfall zu überprüfen.<br />
Diese Erkenntnis ist grundlegend. Sie<br />
zeigt, dass die Judikative im Zusammenspiel<br />
zwischen Exekutive und Legislative<br />
eine wichtige Aufgabe, nämlich die der<br />
Überprüfung, der Sachgerechtigkeitskontrolle<br />
und der Durchsetzung von Grundprinzipien<br />
hat, die sich Rechtsstaaten völkerrechtlich<br />
verbindlich geben. Das bedeutet,<br />
der Grundsatz der Technologieoffenheit<br />
als Rechtsprinzip sorgt für die Funktionalität<br />
des Rechtsstaates indem die Erreichung<br />
der völkerrechtlichen Ziele, etwa aus dem<br />
Pariser Klimaschutzabkommen 2015, Gegenstand<br />
des Rechtes und damit auch der<br />
Rechtsprechung werden.<br />
Technologieoffenheit –<br />
Rechtliche Grundfragen<br />
Die Erkenntnis, dass völkerrechtliche<br />
Grundziele, wie etwa die Erreichung und<br />
Durchsetzung der Emissionsreduktionsziele<br />
im Pariser Abkommen, rechtlich<br />
überprüfbar sind, gewinnt in Deutschland<br />
und Europa zunehmend an Gestalt. Am<br />
09.10.2018 hat der Oberste Gerichtshof in<br />
Den Haag den niederländischen Staat zur<br />
Ergreifung von Maßnahmen verurteilt, die<br />
die Reduktion der Treibhausgasemissionen<br />
um mindestens 25 % bis Ende 2020 sicherstellen<br />
müssen. [18]<br />
Mit Urteil vom 19.01.2017 [19] hat der<br />
EuGH klargestellt, dass unter Emissionen<br />
die Freisetzung von Treibhausgasen in die<br />
Atmosphäre zu verstehen ist. Wird demgegenüber<br />
CO 2 nicht freigesetzt, sondern in<br />
einen anderen stabilen chemischen Stoff<br />
umgewandelt, so fehlt es an einer CO 2 -<br />
Emission. Ausgehend vom Grundsatz der<br />
Technologieoffenheit folgt hieraus, dass in<br />
einem solchen Fall das Unternehmen, das<br />
CO 2 stabil bindet, für die so gebundene<br />
Menge kein ETS-Zertifikat erwerben muss.<br />
Eine entgegenstehende nationale Rechtsvorschrift<br />
ist insoweit nichtig. [20] Sie geht<br />
nämlich über das zur Erreichung des CO 2 -<br />
Minderungsziels Erforderliche hinaus. [21]<br />
Vor dem Verwaltungsgericht Berlin ist eine<br />
Klage anhängig, die die Bundesregierung<br />
zur Einhaltung ihrer eigenen Klimaziele<br />
zwingen will. [22] Hintergrund ist die Verpflichtung<br />
der Bundesregierung aus dem<br />
Jahr 2007 bis Ende 2020 die deutschen<br />
Emissionen um 40 % gegenüber 1990 zu<br />
begrenzen. Dieses Versprechen sei rechtlich<br />
bindend gewesen (Grundsatz der<br />
Selbstbindung der Verwaltung). Es werde<br />
aber tatsächlich um weit mehr als<br />
8 % verfehlt. [23] Auch in den USA sind<br />
solche Klimaklagen anhängig. [24] Am<br />
08.05.<strong>2019</strong> hat das EuG bei einer Klage<br />
gegen das Europäische Parlament und gegen<br />
den Europäischen Rat immerhin anerkannt,<br />
dass jeder Einzelne auf die eine oder<br />
andere Weise vom Klimawandel betroffen<br />
sein könne. [25] In der Sache wird nunmehr<br />
der EuGH zu entscheiden haben- es<br />
klagen 35 Personen aus 5 EU-Ländern, sowie<br />
Kenia und Fidschi. [26]<br />
Als Folge des Klimawandels beklagen Betreiber<br />
landwirtschaftlicher Betriebe Ernteeinbußen<br />
von ca. 30 %, etwa auf der Nordseeinsel<br />
Pellworm oder in Südbrandenburg.<br />
[27] Die Landwirte werfen der<br />
Bundesregierung Unterlassung bei der<br />
Durch-und Umsetzung des Pariser Abkommens<br />
2015 vor. Dadurch seien sie in ihren<br />
Eigentumsrechten (Art. 14 GG) und in ihrer<br />
Berufsfreiheit (Art.12 GG), sowie in ihrer<br />
allgemeinen Handlungsfreiheit (Art.2<br />
Abs.2 GG) verletzt.<br />
Vor dem OLG Hamm macht ein peruanischer<br />
Bauer den Energiekonzern RWE für<br />
das Abschmelzen des Gletschers vor seiner<br />
Haustür verantwortlich. [28] Die Richter<br />
fanden die Forderung auf Schadensersatz<br />
so nachvollziehbar, dass sie in die Beweisaufnahme<br />
einstiegen und einen Sachverständigen<br />
bestimmten, der den Einfluss<br />
des Konzerns auf das lokale Klima untersuchen<br />
soll. [29]<br />
Auch die Autoindustrie argumentiert ähnlich.<br />
Technologieoffenheit sei für die<br />
künftige Mobilität entscheidend. [30] Es<br />
gäbe nicht die eine Lösung, die alle Frage<br />
beantworte. Dringend gefordert seien einheitliche<br />
regulatorische Rahmenbedingungen<br />
für die E-Mobilität in Europa. Eine weitere<br />
Zersplitterung des Binnenmarktes<br />
durch einseitige Technologiebegrenzung<br />
müsse vermieden werden. Ankündigungen<br />
zum Verbot einzelner Mitgliedstaaten von<br />
Verbrennungsmotoren rüttelten am Kern<br />
des Binnenmarktes. Die technischen Verbesserungen<br />
an Verbrennungsmotoren<br />
würden nicht ausreichen, um das von der<br />
EU beschlossene CO 2 -Minderungsziel von<br />
37,5 % bis zum Jahr 2030 zu erreichen. Allenfalls<br />
10 % seien möglich. Deshalb müsse<br />
über Hybridlösungen nachgedacht werden,<br />
etwa über den Einsatz der wasserstoffbasierten<br />
Brennstoffzelle, oder über<br />
strombasierte synthetische Kraftstoffe (E-<br />
Fuels). [31]<br />
Die Erkenntnis, dass es sich beim Begriff<br />
der Technologieoffenheit um ein (überprüfbares)<br />
Rechtsprinzip handelt, nimmt<br />
zunehmend Gestalt an. Das ist auch durchaus<br />
nachvollziehbar, denn nicht nur die<br />
Bewegung Fridays for Future, sondern vorallem<br />
die Zahlen, Daten und Fakten belegen,<br />
dass in der Bundesrepublik Deutschland-<br />
und in vielen anderen Mitgliedstaaten<br />
der EU, die völkerrechtlich verbindlich<br />
vereinbarten Klimaschutzziele bei weitem<br />
nicht erreicht, sondern in Wahrheit verfehlt<br />
werden. Je länger die Zielverfehlung<br />
dauert, desto schwieriger sind Korrekturen,<br />
denn CO 2 -Anreicherungen in der Atmosphäre<br />
lassen sich nicht einfach von<br />
heute auf morgen durch Reduktionen beseitigen-<br />
es entstehen Langzeiteffekte.<br />
Vor allem aber belegt ein Blick in die Welt<br />
der CO 2 -Reduktionstechnologien, dass die<br />
Bundesregierung den Begriff der Technologieoffenheit<br />
in Wahrheit nicht umsetzt.<br />
Technologieoffenheit bedeutet auf einem<br />
Markt, der von Marktversagen geprägt ist,<br />
dass alle Techniken die zur CO 2 -Reduktion<br />
geeignet sind, diskriminierungsfrei, gleich<br />
und transparent unterstützt und gefördert<br />
werden. Das ist eigentlich ganz selbstverständlich.<br />
Die Tatsache, dass die CO 2 -Reduktionen<br />
wie im Pariser Abkommen vereinbart,<br />
nicht durch marktförmige Prozesse<br />
allein erreicht werden, ist dabei<br />
offenkundig und wird im Klimaschutzplan<br />
2050 von der Bundesregierung vielfach<br />
unterstrichen und belegt.<br />
Wenn das aber so ist, so müsste es einen<br />
strukturellen Gesamtplan über ein technologieoffenes<br />
Fördersystem geben, mit dessen<br />
Hilfe die Reduktionsziele des Pariser<br />
35
Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Abkommens erreicht werden. Einige Beispiele,<br />
die im Folgenden vertieft werden,<br />
die aber keineswegs vollständig sind, werden<br />
zeigen, dass von einer technologieoffen,<br />
gleichen, diskriminierungsfreien<br />
und transparenten Technologieförderung<br />
beim besten Willen keine Rede sein kann.<br />
Dies gilt beispielsweise für alle Formen moderner<br />
Energiespeicher. Weder die Batteriespeicher<br />
noch die Wärmespeicher sind<br />
aus der Perspektive der CO 2 -Minderung in<br />
den Förderfokus der Bundesregierung einbezogen.<br />
Das gilt insbesondere für Kleinspeicher<br />
in Haushalten, wenn man eine<br />
größere Anzahl dieser Speicher mit einander<br />
vernetzt. Brancheninsider berichten,<br />
dass auf diese Weise ca. 15 % der CO 2 -<br />
Emissionen von Haushalten können eingespart<br />
werden. Ferner werden in Deutschland<br />
Wind-und PV-Anlagen lieber abgeschaltet,<br />
anstatt den Strom, den der<br />
Verbraucher bezahlt, zum Beispiel in Batteriespeichern<br />
aufzufangen und später wieder<br />
zuverwenden. Allein im Jahre 2017<br />
wurden 5.528 GWh nicht geerntet, aber<br />
vom Verbraucher bezahlt – das heißt die<br />
deutschen Stromverbraucher haben in jenem<br />
Jahr 610 Millionen Euro aufgewendet,<br />
ohne diesen Strom tatsächlich zu verwerten.<br />
[32]<br />
Man kann sagen, dass nicht nur dieses Geld<br />
zum „Fenster hinaus“ geworfen wurde,<br />
sondern vor allem, dass der grüne Strom,<br />
der hätte geerntet werden können, keiner<br />
sinnvollen Verwendung zugeführt wurde.<br />
Stattdessen ist möglicherweise Strom aus<br />
Kohlekraftwerken importiert worden, sodass<br />
die CO 2 -Bilanz erhöht wurde. Der Aufwand<br />
für Härtefallentschädigungen durch<br />
Abschaltungen nimmt Jahr für Jahr erheblich<br />
zu (zwischen 2016 und 2017 war es<br />
fast eine Verdoppelung), so dass sich die<br />
Frage stellt, wieso die Abschaltungen nicht<br />
durch geeignete, technologische Maßnahmen<br />
vermieden werden.<br />
Rechtstechnisch heißt das Stichwort: Zuschaltbare<br />
Lasten – ein Gedanke der in<br />
§13 Abs. 6 EnWG bereits angelegt ist. Steht<br />
überschüssige grüne Energie zur Verfügung,<br />
so werden Anlagen zugeschaltet, die<br />
sie aufnehmen, aber nicht das Netz belasten.<br />
Das sind idealerweise Batteriespeicher,<br />
aber auch Anlagen, die die Fähigkeit<br />
haben standortnah aus grünem Strom unter<br />
Hinzufügung von CO 2 einen synthetischen<br />
Kraftstoff (wie etwa Wasserstoff<br />
und/oder E-Methanol) herzustellen. Man<br />
könnte die überschüssige Energie aber<br />
auch in Latentwärmespeicher auf Salzclusterbasis<br />
überführen.<br />
Alle Technologien, die hier erwähnt werden,<br />
sind am Markt durchaus vorhanden<br />
und einsatzfähig. Das Recht müsste nur<br />
dafür sorgen, dass die überschüssigen<br />
Strommengen diesen CO 2 -neutralen Technologien<br />
zugeführt werden, so das Abregelungen<br />
von EE-Anlagen nicht mehr erforderlich<br />
sind, sondern stattdessen darüber<br />
nachgedacht werden könnte, den Anteil an<br />
der Produktion grünen Stroms auch im<br />
Norden Deutschlands deutlich zu erhöhen.<br />
Würde man nämlich im Norden Deutschlands,<br />
etwa nahe der Windparks, E-Methanol<br />
Anlagen aufstellen und durch Speicher<br />
ergänzen, so könnte man in großem Stil<br />
grüne Kraftstoffe produzieren, die allesamt<br />
den CO 2 -Ausstoß sofort und nachhaltig<br />
reduzieren würden. Der Preis für diese<br />
Anlagen würde die CO 2 -Vermeidungskosten<br />
repräsentieren. Allerdings würde der<br />
Preis bei großen Mengen (Scaleneffekte)<br />
stark sinken. Fachleute weisen darauf hin,<br />
dass die Produktion eines Liters E-Methanol<br />
heute ca. 1 Euro kostet- bei größeren<br />
Mengen wird der Preis in Richtung<br />
50 €Cent schnell sinken. Das ist nicht mehr<br />
weit entfernt von den Erzeugungskosten<br />
eines Liters Benzin oder Diesel bei ansonsten<br />
gleichen Effizienzwerten.<br />
Im Süden Deutschlands werden täglich<br />
Redispatch-Maßnahmen nötig, weil in bestimmten<br />
Zeiten das Netz, das den Strom<br />
vom Norden transportieren soll, überlastet<br />
ist. Es werden somit Alternativkraftwerke<br />
zugeschaltet – dieser Strom ist teuer. Wie<br />
gesagt: einen Teil der Redispatch Maßnahmen<br />
könnte man vermeiden, indem man<br />
im Süden Deutschlands größere Speicherstandorte<br />
schafft und dort den Strom einspeichert,<br />
der beispielsweise zur Nachtzeit<br />
im Norden erzeugt, aber im Süden nicht<br />
gebraucht wird. Es mag sein, dass die Zwischenschaltung<br />
von Speichern im Augenblick<br />
teurer ist als eine klassische Redispatch<br />
Maßnahme. Mittel-und langfristig<br />
aber wird sich das ändern und vor allem:<br />
Die Einspeicherung von grünem Strom ist<br />
CO 2 -frei, während ein Kohlekraftwerk, das<br />
als Redispatch-Kraftwerk eingeschaltet<br />
wird, CO 2 emittiert.<br />
Moderne Wärmekonzepte für Unternehmen<br />
und Haushalte arbeiten mit einem<br />
Wärmevlies, verbunden mit einem (kleinen)<br />
Batteriespeicher. Sie ersparen den<br />
Nutzern ca. 30 % der Energiekosten, weil<br />
sie mit einer intelligenten Wärmesteuerung<br />
verbunden sind. Sie haben aber<br />
Schwierigkeiten, sich im Rahmen neuer<br />
Gebäude durchzusetzen, weil die Berechnung<br />
des Primärenergiefaktors traditionelle,<br />
zum Beispiel gasbasierte, Systeme<br />
bevorzugt. Es ist schwierig nachzuvollziehen,<br />
warum das so ist, denn mit Hilfe dieser<br />
modernen Techniken lässt sich, im Unterschied<br />
zu den traditionellen Wärmekonzepten,<br />
CO 2 deutlich reduzieren. [33]<br />
Auf die Tatsache, dass man mit Hilfe von<br />
Batteriespeichern CO 2 -frei erzeugten<br />
Strom in Zeiten einspeichern kann, in denen<br />
er nicht gebraucht wird, ist schon hingewiesen<br />
worden. Die rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
sorgen nun dafür, dass<br />
aus diesem grünen Strom durch das Zusammenmischen<br />
mit grauem Strom im<br />
Speicher letztlich nicht mehr förderfähiger<br />
Graustrom wird. [34] Dies ist überraschend,<br />
jedenfalls dann, wenn man mit<br />
Hilfe von Messgeräten genau zeigen kann,<br />
wie hoch der Anteil von Grün-und von<br />
Graustrom im Speicher jeweils ist. Nebenbei:<br />
im Übertragungsnetz mischen sich<br />
Grün-und Graustrom ohnehin. Das heißt,<br />
die rechtlichen Rahmenbedingen sorgen<br />
für eine Diskriminierung ausgerechnet jenen<br />
Stroms, der CO 2 -frei geerntet wurde.<br />
Als Folge davon wird ein Fehlanreiz gesetzt,<br />
der es verhindert, CO 2 zu reduzieren.<br />
Diese Beispiele, die gleich noch vertieft<br />
werden, sollen andeuten worum es geht.<br />
Der Rechtsgrundsatz der Technologieoffenheit<br />
müsste dazu führen, dass es Fälle<br />
und Fragen dieser Art gar nicht gibt. Jedenfalls<br />
müsste in Zukunft rechtlich überprüft<br />
werden, ob Fehlsteuerungen, wie<br />
hier angedeutet, mit dem Grundziel der<br />
CO 2 -Reduktion vereinbar sind. Sollte sich<br />
herausstellen, dass dieses Ziel durch sachlich<br />
nicht gerechtfertigte Steuerungsmaßnahmen<br />
verfehlt wird, so müsste zunächst<br />
die Politik und dann aber auch das Recht<br />
gegensteuern und jene Rahmenbedingungen<br />
schaffen, die dem Rechtsprinzip der<br />
Technologieoffenheit zum Durchbruch<br />
verhelfen.<br />
Der Grundsatz der<br />
Technologieoffenheit –<br />
Konkretisierung des<br />
Gleichheitsatzes<br />
Der Grundsatz der Technologieoffenheit<br />
wurde im Vorstehenden als Rechtsprinzip<br />
aus der völkerrechtlich verbindlichen Verpflichtung<br />
im Pariser Abkommen 2015 in<br />
Verbindung mit dem Rechtsstaatsprinzip<br />
(Art. 20 Abs. 3 GG) entwickelt. Zugleich<br />
aber konkretisiert der Begriff den Gleichheitssatz<br />
(Art. 3 GG). Der Gleichheitssatz<br />
verlangt Gleiches gleich und Ungleiches<br />
ungleich zu behandeln. Dabei ist allgemein<br />
anerkannt, dass der Gesetzgeber bei der<br />
gewährenden Staatstätigkeit entscheidet,<br />
welche Personen oder Unternehmen finanzielle<br />
Zuwendungen erhalten sollen. Der<br />
Gleichheitssatz verbietet in diesem Falle<br />
nur die Verteilung von Leistungen nach unsachlichen<br />
Gesichtspunkten. [35]<br />
Ob es im Falle der Umsetzung des Pariser<br />
Klimaabkommens 2015 um die typische<br />
gewährende Staatstätigkeit geht, erscheint<br />
fraglich, denn der Staat ist durch die völkerrechtlich<br />
verbindliche Vereinbarung,<br />
die er getroffen hat, gezwungen, die versprochene<br />
CO 2 -Reduktion vorzunehmen,<br />
auch wenn dies der Markt allein nicht leistet.<br />
Insoweit gewährt der Staat nicht, sondern<br />
er handelt und greift in den Wirtschaftskreislauf<br />
aktiv ein, um die von ihm<br />
verbindlich zugesicherten Reduktionsziele<br />
zu erreichen. Er beseitigt durch seinen aktiven<br />
Eingriff in die wirtschaftlichen Abläufe<br />
das Marktversagen und sorgt durch<br />
sein aktives Handeln für die Zielerreichung.<br />
Da der Staat in diesen Fällen aktiv<br />
eingreift und reguliert, ist er mit Blick auf<br />
alle Teilnehmer, die zur CO 2 -Minderung<br />
beitragen, zu einer gleichen, diskriminie-<br />
36
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip<br />
rungsfreien und transparenten Vorgehensweise<br />
verpflichtet. So gesehen, spiegelt der<br />
Grundsatz der Technologieoffenheit als<br />
Rechtsprinzip nur den Verhaltensspielraum<br />
des Staates wieder, den er sich selbst<br />
durch Zeichnung des Pariser Abkommens<br />
gegeben hat.<br />
Es handelt sich bei der Umsetzung des völkerrechtlich<br />
verbindlichen Pariser Abkommen<br />
somit nicht um den typischen Fall der<br />
gewährenden Staatstätigkeit, sondern um<br />
den aktiven Eingriff in einen von Marktversagen<br />
geprägten Prozess, der zugleich einen<br />
Anspruch auf Gleichbehandlung durch<br />
jeden Akteur begründet.<br />
So gesehen begrenzt und versachlicht der<br />
Grundsatz der Technologieoffenheit als<br />
Rechtsprinzip das staatliche Handeln mit<br />
Blick auf die CO 2 -Reduktionsziele. Jede<br />
Technik und jede Energiequelle, die zur<br />
CO 2 -Reduktion in der Lage ist, ist demgemäß<br />
gleich zu behandeln. Der Gesetzgeber<br />
hat insoweit, anders als bei der typischen<br />
gewährenden Staatstätigkeit keinen<br />
weiten Einschätzungs- und Beurteilungsspielraum.<br />
Hiervon abgesehen, verbietet Art. 3 Abs. 1<br />
GG aber ohnehin einen gleichheitswidrigen<br />
Begünstigungsausschluss, bei dem<br />
eine Begünstigung einem Personenkreis gewährt,<br />
einem anderen Personenkreis aber<br />
ohne rechtfertigenden Grund vorenthalten<br />
wird. [36] Diese Gleichheit in der Gunst gilt<br />
für alle Staatsleistungen, nicht nur für Geldleistungen.<br />
[37] Das heißt, dass sich die<br />
Gleichheit auch auf den Grundsatz der<br />
Technologieoffenheit und die daraus resultierenden<br />
ihn konkretisierenden rechtlichen<br />
Rahmenbedingungen auswirkt.<br />
Daraus folgt: Die rechtlichen Rahmenbedingungen<br />
müssen jene Techniken, die<br />
CO 2 reduzieren können, diskriminierungsfrei,<br />
gleich und transparent behandeln und<br />
zwar schon deshalb, weil niemand vorwegsagen<br />
kann, welche Technik, in welchem<br />
Maße, sich als besonders effizient bei der<br />
CO 2 -Einsparung erweist und welche nicht.<br />
Das Wesen des Marktversagens besteht gerade<br />
darin, dass man nicht vorhersagen<br />
kann, welche präzisen Wirkungen eine regulierende<br />
Maßnahme haben wird. Man<br />
kann dies vielleicht in gewissen Grenzen<br />
prognostizieren aber keineswegs präzise<br />
beschreiben und voraussehen.<br />
Dies ist der Grund, warum der Grundsatz<br />
der Technologieoffenheit so wichtig ist, um<br />
letztlich dazu beizutragen, dass eine Vielzahl<br />
von technologischen Möglichkeiten<br />
zumindest einmal ausprobiert werden,<br />
wenn man CO 2 -Reduktionsziele nicht auf<br />
marktmäßigen Wege erreichen kann. Auf<br />
der anderen Seite kann es durchaus sachlich<br />
einleuchtende Gründe für eine gewisse<br />
Technologiedifferenzierung dann geben,<br />
wenn feststeht, dass die Technik, um die es<br />
geht, im Vergleich zu einer anderen Technik<br />
in jedem Fall mehr CO 2 vermeidet als<br />
umgekehrt.<br />
Wenn man beispielsweise über die Ökobilanz<br />
eines E-Mobiles nachdenkt, so stellt<br />
sich (für manchen überraschend) heraus,<br />
dass E-Mobile sehr viel aufwendiger zu<br />
konstruieren sind als herkömmliche Fahrzeuge.<br />
Bei der Herstellung wird deshalb<br />
etwa doppelt so viel CO 2 wie bei einem<br />
konventionellen Fahrzeug freigesetzt. [38]<br />
Beim VW sind es etwa 9 statt 4 Tonnen CO 2<br />
– dies geht vor allem auf den Bau der Batterien<br />
zurück. [39] Da das E-Mobil Strom<br />
aus dem Netz tankt und dieser CO 2 belastet<br />
ist, werden je kWh Strom ca. 527 Gramm<br />
CO 2 ausgestoßen. [40] Konsequenz: E-Mobile<br />
sparen oft erst nach über 100.000 Kilometer<br />
Fahrstrecke gegenüber klassischen<br />
Verbrennern das erste Kilo CO 2 , das heißt,<br />
dass der Umstieg auf die E-Mobilität zunächst<br />
einmal die Umwelt nicht ent-, sondern<br />
belastet. [41]<br />
Das bedeutet, dass die Förderung des E-<br />
Mobiles unter CO 2 -Einsparungsgesichtspunkten<br />
nicht unbedingt an erster Stelle<br />
stehen kann und darf, jedenfalls solange es<br />
Techniken gibt, die sehr viel schneller und<br />
effizienter und kostengünstiger die CO 2 -<br />
Vermeidung herbeiführen. Dazu dürften<br />
vor allem die synthetischen Kraftstoffe gehören,<br />
die, wie etwa Wasserstoff oder E-<br />
Methanol, aus grünem Strom plus CO 2 produziert<br />
werden. Dieser Befund ist im ersten<br />
Moment überraschend, weil unstreitig der<br />
Effizienzgrad einer kWh Strom im E-Motor<br />
höher liegt als derjenige etwa eines Kraftstoffs.<br />
Betrachtet man die Dinge aber aus<br />
der CO 2 -Einsparperspektive, so kommt es<br />
nicht auf den Effizienzgrad sondern darauf<br />
an, mit welcher Technik letztlich, in welcher<br />
Zeit, welche Mengen an CO 2 (wahrscheinlich)<br />
eingespart werden könnten.<br />
Und bei dieser Betrachtung ist der synthetische<br />
Kraftstoff dem rein batteriebetriebenen<br />
E-Mobil weit überlegen.<br />
Konsequenzen<br />
Die Konsequenzen aus diesen Überlegungen<br />
sind relativ einfach. Der Grundsatz der<br />
Technologieoffenheit ist als Rechtsprinzip<br />
zu verstehen – er muss sich also einer Sachgerechtigkeitskontrolle<br />
durch die Judikative<br />
öffnen und ihr standhalten. Sachlich<br />
einleuchtende Gründe rechtfertigen selbstverständlich<br />
eine Ungleichbehandlung von<br />
Technologien. Die Gründe müssen aber<br />
aus der Perspektive der CO 2 -Einsparung<br />
nachvollziehbar, beweisbar und überprüfbar<br />
sein.<br />
Synthetische Kraftstoffe<br />
Wie schnell man sich irren kann, belegt<br />
beispielsweise das Positionspapier des Umweltbundesamtes<br />
aus dem März 2016 zur<br />
Integration von power-to-gas/power-to-liquid<br />
in den laufenden Transformationsprozess.<br />
In der Studie [42] wird behauptet,<br />
dass eine zu frühe und zu intensive Integration<br />
von Power-to-liquid-Anlagen (gemeint<br />
sind synthetische Kraftstoffe) zu einer<br />
stärkeren Auslastung fossiler Stromerzeugung<br />
und erhöhtem Ausstoß von CO 2<br />
führen würde. Diese Anlagen würden eine<br />
höhere CO 2 -Emission als die direkte Nutzung<br />
von fossilem Erdgas/Benzin/Diesel<br />
verursachen. Bereits eine sehr einfach<br />
Überlegung zeigt, dass diese Schlussfolgerung<br />
nicht stimmen kann.<br />
Wenn man, so wie es in der Schweiz für<br />
neue Kraftfahrzeuge jetzt gesetzlich beschlossen<br />
ist [43], dem herkömmlichen,<br />
fossilen Kraftstoff bis zu 20 % eines E-Fuels<br />
(gemeint ist E-Methanol) beimischt, so verdrängt<br />
man 1/5 der CO 2 -Emissionen aus<br />
fossilen Kraftstoffen. Das ist eine ziemlich<br />
große Menge CO 2 pro KFZ. Dieser Verdrängungseffekt<br />
setzt unabhängig davon ein,<br />
wie man das E-Fuel hergestellt hat. Gelingt<br />
es das Fuel aus grünem Strom plus CO 2<br />
herzustellen, so ist der Einspareffekt größer.<br />
Aber selbst dann, wenn man das E-<br />
Fuel aus Kohlestrom herstellen würde,<br />
bliebe es dabei, dass 1/5 der CO 2 -Emission<br />
durch Benzin oder Diesel eingespart würde<br />
und zwar sofort und mit jedem Kilometer,<br />
den das Auto fährt.<br />
Aus dieser Perspektive stellt sich die Frage,<br />
wieso die Bundesrepublik Deutschland<br />
kein Gesetz verabschiedet, das dem<br />
schweizerischen vergleichbar ist. Im Gegenteil:<br />
In der VO (EU) <strong>2019</strong>/631 vom<br />
17.04.<strong>2019</strong>, in der es um die Festsetzung<br />
von CO 2 -Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen<br />
und für neue leichte Nutzfahrzeuge<br />
geht, heißt es in Art. 15, dass<br />
erst einmal bis zum Jahr 2023 gewartet<br />
werden soll, um herauszufinden, ob die<br />
Nutzung synthetischer und fortschrittlicher<br />
alternativer Kraftstoffe möglicherweise<br />
zur CO 2 -Emissionsminderung bei Kraftfahrzeugen<br />
beitragen kann. Diese Aussage<br />
ist überraschend und in sich widersprüchlich,<br />
denn wenn man einem Kraftfahrzeug<br />
ein E-Fuel beimischt, so verdrängt man den<br />
fossilen Kraftstoff und sorgt mithin automatisch<br />
für eine Absenkung der CO 2 -Emissionen.<br />
Was soll bei einem Bericht der<br />
Kommission im Jahre 2023 anderes als dieses<br />
Ergebnis herauskommen?<br />
Anders formuliert: Es gibt keinen Sachgrund<br />
für das Zuwarten bei der Herstellung<br />
synthetischer Kraftstoffe. Es ist umgekehrt,<br />
unbedingte Eile geboten, denn die<br />
Bundesrepublik Deutschland erreicht ihre<br />
Emissionsziele im Jahre 2020 ohnehin<br />
nicht. Umso wichtiger wäre es moderne,<br />
synthetische Kraftstoffe in möglichst großen<br />
Mengen zu erzeugen und den fossilen<br />
Kraftstoffen beizumischen.<br />
Dabei würde es letztlich gar keine Rolle<br />
spielen, ob das E-Fuel aus grünem Strom<br />
oder aus grauem oder aus einem Mix aus<br />
beidem hergestellt würde. Derzeit exportiert<br />
Deutschland Strom in großen Mengen,<br />
nämlich für über 3 Mrd. Euro ins benachbarte<br />
EU-Ausland. Dem stehen Importe<br />
im Wert von lediglich 900 Mio. Euro<br />
entgegen. [44] Statt diesen Strom zu exportieren,<br />
sollten wir ihn in E-Fuels über-<br />
37
Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
führen und dieses dem Kraftfahrzeug, soweit<br />
technisch möglich, beimischen. Da E-<br />
Methanol sehr viel preiswerter herstellbar<br />
ist als Wasserstoff und da man E-Methanol<br />
dem traditionellen Kraftstoff ohne Weiteres<br />
beimischen kann (chemisch entspricht<br />
E-Methanol dem herkömmlichen Bioethanol),<br />
sollte der Gesetzgeber dem Vorbild<br />
der Schweiz folgen und so schnell es geht<br />
die Beimischung von E-Methanol ins Gesetz<br />
schreiben. Art. 194 AEUV erlaubt dies<br />
– insoweit ist die VO (EU) <strong>2019</strong>/631 nicht<br />
bindend. Denn in Art. 194 Abs. 2 AEUV ist<br />
den Mitgliedstaaten das Recht vorbehalten<br />
die Art und Weise ihres Energiemixes allein<br />
und unabhängig von der EU zu bestimmen<br />
– anders formuliert: diese Regelung verdrängt<br />
die VO (EU) <strong>2019</strong>/631.<br />
Erwähnt werden sollte bei der Gelegenheit,<br />
dass E-Mobile große Vorteile von einem<br />
Hybridantrieb hätten – das heißt, es<br />
wäre möglich die schlechte CO 2 -Bilanz des<br />
E-Mobiles durch einen Hybridantrieb aufzubessern.<br />
Marktreif sind heute schon Range-Extender.<br />
Dies sind kleine (meist Wanckel-)Motoren,<br />
die im Auto eingebaut werden<br />
und die E-Methanol (beispielsweise<br />
aus einem 5 Liter Cube) in Strom umwandeln.<br />
Der Range-Extender belädt somit die<br />
Batterie im Fahrbetrieb und sorgt auf diese<br />
Weise dafür, dass das Reichweitenproblem<br />
(sehr preiswert) gelöst ist und, dass das<br />
Netz durch das Betanken einer großen<br />
Zahl von E-Mobilen nicht überlastet ist und<br />
zusammenbricht. Eine solche Kombinationstechnik,<br />
die heute schon am Markt erworben<br />
werden kann, würde also die<br />
Durchsetzung der E-Mobilität erheblich<br />
unterstützen und fördern und zugleich den<br />
alternativen Netzausbau, insbesondere im<br />
Verteilnetz, deutlich vermindern und damit<br />
preiswerter machen. Damit wiederum<br />
wären CO 2 -Reduktionen verbunden. Der<br />
Range-Extender selbst spart ebenfalls CO 2<br />
– das heißt die Gesamtbilanz für das E-Mobile<br />
verbessert sich.<br />
Speicher<br />
Mit Blick auf die Batteriespeicher wurde<br />
oben bereits erwähnt, dass diese CO 2 -frei<br />
arbeiten und deshalb, insbesondere prädestiniert<br />
dafür wären, jenen grünen Strom<br />
aufzunehmen, der derzeit bei uns abgeregelt.<br />
Das Stichwort heißt zuschaltbare<br />
Lasten. Der Gedanke ist bereits in § 13 Abs.<br />
6 EnWG angelegt, dort aber auf KWK-Anlagen<br />
reduziert. Um die Vergeudung grünen<br />
Stroms durch schlichtes Abschalten und<br />
Zahlen von Härtefallentschädigung zu vermeiden,<br />
sollte der Gesetzgeber dafür sorgen,<br />
dass große Speicherbatterien bereitgestellt<br />
werden, um grünen Strom aufzunehmen.<br />
Das wäre über das Konzept der<br />
zuschaltbaren Last ohne Weiteres schnell<br />
und einfach möglich. Da der Strom, durch<br />
die Härtefallentschädigung ohnehin bereits<br />
bezahlt ist, sollte dafür gesorgt werden,<br />
dass die Direktleitungen zur Batterie<br />
mit Strom befüllt werden, der nahezu<br />
nichts kostet. Die Batteriebetreiber wiederum<br />
sollten verpflichtet werden den Strom,<br />
insbesondere zu Zwecken abzugeben, die<br />
ihrerseits CO 2 einsparend sind, wie etwa<br />
zur Herstellung von E-Methanol oder Wasserstoff.<br />
Denkbar wäre es aber auch, den überschüssigen<br />
Strom in moderne Wärmespeicher<br />
einzuspeisen, wie etwa in einen Latentwärmespeicher<br />
auf Salzclusterbasis.<br />
Wärmespeicher dieser Art wandeln Strom<br />
in Salzkristalle um. Die umgewandelte<br />
Wärme kann – später zu jeder Zeit – zu<br />
58,6 °C ausgespeist werden und ersetzt<br />
jede Öl- oder Gaswärmeversorgung. Der<br />
Wärmespeicher, der einfach zu installieren<br />
und preiswert ist, kann auch als Kältespeicher<br />
genutzt werden.<br />
Darüber hinaus lassen sich mithilfe von<br />
kleinen haushaltstauglichen Batteriespeichern<br />
große CO 2 -Mengen bei der Wärmeversorgung<br />
von Gebäuden einsparen,<br />
wenn man für eine Vernetzung dieser Speicher<br />
innerhalb von Wohnarealen sorgt.<br />
Primärenergiefaktor<br />
Eine ähnliche Technik ist diejenige, die zu<br />
einem Wärmevlies in Gebäuden führt, verbunden<br />
mit einem Kleinspeicher. Die wie<br />
eine Tapete verlegbaren Vliese sparen<br />
sämtliche Heizungsgeräte. Die Anlagen<br />
laufen auf der Grundlage intelligenter<br />
Messsysteme je nachdem, ob sich Menschen<br />
in den Räumen befinden und sparen<br />
auf diese Weise im Durchschnitt mehr als<br />
30 % der sonst üblichen Nutzenergie ein.<br />
Diskriminiert werden Anlagen dieser Art<br />
durch das Konzept des Primärenergiefaktors.<br />
[45] Derjenige, der wie das Wärmevlies,<br />
ausschließlich grüne Energie bezieht,<br />
müsste heute bereits einen Primärenergiefaktor<br />
von näherungsweise „0“<br />
erreichen. Stattdessen setzt die einschlägige<br />
DIN-Norm ihn auf den Faktor 1,8 fest.<br />
Als Folge hiervon werden die Hersteller<br />
dieser hochmodernen CO 2 einsparenden<br />
Technik durch eine Rechtsnorm diskriminiert<br />
– der Gesetzgeber müsste dies ändern.<br />
Ganz generell müsste der Primärenergiefaktor<br />
dynamisiert, das heißt aus<br />
der Perspektive der CO 2 -Minderungsmöglichkeiten,<br />
entwickelt und permanent angepasst<br />
werden. Zur Zeit führt der Primärenergiefaktor<br />
in einer Vielzahl von Fällen<br />
dazu, dass zum Beispiel Hausdämmtechniken<br />
oder Fernwärmesysteme durch den<br />
Faktor gefördert werden, obwohl durch<br />
diese Förderung mehr CO 2 emittiert wird<br />
als umgekehrt. Solche Fehlanreize dürfen<br />
aus der Perspektive des Grundsatzes der<br />
Technologieoffenheit nicht mehr hingenommen<br />
werden.<br />
Mischung aus Grün- und Graustrom<br />
Das Gleiche gilt mit Blick auf Speicher, die<br />
sowohl mit grünem als auch mit grauem<br />
Strom befüllt werden. Der Grüne Strom<br />
verliert auf diese Weise seine Qualität und<br />
wird zu Graustrom, und zwar auch dann,<br />
wenn man durch ein intelligentes Messsystem<br />
am Speicher zeigen kann, wie viel<br />
Grünstrom und wieviel Graustrom eingespeist<br />
werden. [46] Konsequenz: Speicher<br />
werden auf diese Weise diskriminiert. CO 2 -<br />
freier Strom wird umdefiniert in grauen<br />
Strom, der CO 2 -reich sein kann. Damit<br />
wird der Anreiz, Speicher zu installieren,<br />
um Grünstrom nicht abzuschalten,<br />
verringert – erneut ein Beispiel für die Verletzung<br />
des Grundsatzes der Technologieoffenheit<br />
aus der Perspektive der CO 2 -<br />
Reduktion.<br />
Fazit<br />
––<br />
Der Grundsatz der Technologieoffenheit<br />
ist ein Rechtsprinzip, weil die Umsetzung<br />
und Durchsetzung der Klimaschutzziele<br />
nach dem Pariser Abkommen<br />
2015 völkerrechtlich verbindlich<br />
geschuldet ist. Das Rechtsstaatsprinzip<br />
verlangt die Erfüllung dieser verbindlichen<br />
Ziele und damit zugleich auch<br />
eine Überprüfung dahin, ob die Technologien,<br />
die dem CO 2 -Ziel dienen, gleich,<br />
diskriminierungsfrei und transparent in<br />
den Reduktionsprozess einbezogen<br />
werden.<br />
––<br />
Die Um- und Durchsetzung der Klimaschutzziele<br />
wird vom Staat verbindlich<br />
geschuldet – der Staat handelt insoweit<br />
nicht als gewährender, sondern als umsetzender<br />
und regulierender Staat. Er<br />
schuldet die diskriminierungsfreie, gleiche<br />
und transparente Behandlung aller<br />
Technologien, die dem Umsetzungsziel<br />
dienen.<br />
––<br />
Bei der Umsetzung ist eine technologische<br />
Differenzierung, je nach dem Wirkungs-<br />
und Effizienzgrad der CO 2 -Einsparung,<br />
möglich und mit dem Gleichheitssatz<br />
vereinbar. Entscheidend ist die<br />
Frage, welche Technik, in welcher Zeit,<br />
wie viel CO 2 einspart – andere Ziele sind<br />
bei dieser Frage irrelevant.<br />
––<br />
Der deutsche Gesetzgeber sollte dem<br />
Beispiel der Schweiz folgen und für neue<br />
Kraftfahrzeuge und für solche, die sich<br />
dafür eignen, vorschreiben, dass dem<br />
herkömmlichen Kraftstoff 20 % eines E-<br />
Fuels (sinnvoll wäre E-Methanol) beizumischen<br />
ist. Auf diese Weise würden<br />
sehr schnell und sehr nachhaltig große<br />
Mengen CO 2 im Kfz-Sektor eingespart<br />
werden. Ähnliche Anordnungen sollten<br />
für den Bereich der Binnenschifffahrt,<br />
der Hochseeschifffahrt und der Flugindustrie<br />
erwogen werden.<br />
––<br />
Der deutsche Gesetzgeber sollte an die<br />
Stelle des Abregelns von EE-Anlagen ein<br />
System der zuschaltbaren Lasten setzen.<br />
Der auf diese Weise abzuerntende grüne<br />
Strom kann entweder in E-Methanol umgeformt<br />
oder aber in moderne eingespeist<br />
oder in Latentwärmespeicher<br />
überführt werden.<br />
––<br />
Der Gesetzgeber müsste mit Blick auf<br />
moderne Gebäudetechniken, die CO 2<br />
sparen, dafür sorgen, dass der diskrimi-<br />
38
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Der Grundsatz der Technologieoffenheit als Rechtsprinzip<br />
nierende Primärenergiefaktor so schnell<br />
wie möglich CO 2 dynamisch verändert<br />
wird.<br />
––<br />
Wenn und soweit in einem Speicher<br />
durch Messsysteme geklärt werden<br />
kann, wie viel Grüner und wie viel Grauer<br />
Strom im Speicher ist, darf dieser<br />
Strom nicht in Graustrom umdefiniert<br />
werden – das sollte gesetzlich klargestellt<br />
werden.<br />
Referenzen<br />
[1] ABl. L 282 v. 19.10.2016, S. 4; Klimaschutzplan<br />
2050 – Klimaschutzpolitische<br />
Grundsätze der Bundesregierung, November<br />
2016, S. 6; durch Gesetz vom<br />
28.09.2016 ist das Übereinkommen in<br />
Deutschland ratifiziert worden; BGBl 2016<br />
Teil II Nr. 26, S. 1082 ff.<br />
[2] So etwa Richtlinien (EU) 2018/2001 v.<br />
<strong>11</strong>.12.2018 zur Förderung der Nutzung<br />
von Energie aus erneuerbaren Quellen<br />
(RED II); Verordnung (EU) <strong>2019</strong>, 631 v.<br />
17.04.<strong>2019</strong> zur Festsetzung von CO 2 -Emissionsnormen<br />
für neue Personenkraftwagen<br />
und für neue leichte Nutzfahrzeuge;<br />
Vorschlag für die Clean Vehicles Directive<br />
II 2017/0291 (COD), die im öffentlichen<br />
Nahverkehr dafür sorgen soll, dass zunehmend<br />
Fahrzeuge batterie- und hybridgetrieben<br />
sein werden.<br />
[3] Matthias Ducci/Marco Oetken, Chemische<br />
Unterhaltungen. Experimente mit Kohlenstoffdioxid,<br />
Spektrum der Wissenschaft<br />
6.<strong>2019</strong>, S. 46f.; Michael E. Mann, Klimawandel,<br />
Gefährlicher Wetterverstärker,<br />
Spektrum Wissenschaft, 7.<strong>2019</strong>, S. 3ff.<br />
[4] Spektrum der Wissenschaft a.a.O., S. 47.<br />
[5] Spektrum der Wissenschaft a.a.O., S.<br />
47/48.<br />
[6] Koalitionsvertrag 2018, S. 57 Rn. 2559, S.<br />
58 Rn. 2620f.<br />
[7] Stand November 2016, S.7.<br />
[8] Klimaschutzplan a.a.O., S.7.<br />
[9] Ausgangswert: 1.248 Millionen Tonnen<br />
CO 2 -Äquivalent.<br />
[10] Klimaschutzplan 2050, S.<strong>11</strong>.<br />
[<strong>11</strong>] Klimaschutzplan 2050, S.<strong>11</strong>.<br />
[12] Klimaschutzplan 2050, S.12.<br />
[13] Klimaschutzplan 2050, S.13.<br />
[14] Klimaschutzplan 2050, S.13.<br />
[15] Klimaschutzplan 2050, S.14.<br />
[16] Klimaschutzplan 2050, S.14.<br />
[17] BGBl 2016 Teil II Nr. 26, S. 1082 ff.<br />
[18] ECLI: NL: GHDHA: 2018: 2610.<br />
[19] Rs C-460/15, juris – ECLI: EU: C:2017:29.<br />
[20] EuGH a.a.O., Rn. 44ff.<br />
[21] So auch Umweltbundesamt, Final Report<br />
zu Carbon Capture and Utilisation – CCU –<br />
Text 36/<strong>2019</strong>; Zusammenfassung ab S. 15.<br />
[22] FAZ vom 16.06.<strong>2019</strong>, Nr. 24, S.23.<br />
[23] FAZ a.a.O., S.23.<br />
[24] FAZ a.a.O., S.23.<br />
[25] Rs T-330/18 Rn.49.<br />
[26] FAZ a.a.O., S.23.<br />
[27] FAZ a.a.O., S.23.<br />
[28] FAZ a.a.O., S. 23.<br />
[29] FAZ a.a.O., S. 23.<br />
[30] Holger Appel, Autoindustrie bringt Spannung<br />
ins Kanzleramt, FAZ vom 17.06.<strong>2019</strong>-<br />
online.<br />
[31] Weiterführend und vertiefend Holger Appel,<br />
FAZ, a.a.O..<br />
[32] Bundesverband WindEnergie, Redispatch<br />
und Abregelung- welche Rolle spielen die<br />
Erneuerbaren? Vom 21.06.2018.<br />
[33] Vertiefend Schwintowski, Zum BMWi-<br />
Grünbuch Energieeffizenz und Impulspapier<br />
Strom 2030, EWeRK 2016, 365, 367.<br />
[34] dagegen: Sauer/Todorovic, Die Förderfähigkeit<br />
von EE-Strom nach gemeinsamer<br />
Zwischenspeicherung mit konventionell<br />
erzeugtem Strom EWeRK 2016, 306ff; die<br />
Clearingstelle argumentiert entgegengesetzt:<br />
Empfehlung 2016/2 v. 23.01.2017;<br />
unterstützt von der BNetzA, Hinweis „EE-<br />
Stromspeicher: Regulierungspflichten,<br />
Amnestie, Förderung und Abgrenzung“<br />
vom 12.03.<strong>2019</strong>.<br />
[35] P. Kirchhof in: Maunz/Dürig, GG-Kommentar,<br />
86.EL, Januar <strong>2019</strong> Rn. 322;<br />
Sachs in: HbStR Be. VIII, 3. Aufl. 2010, §<br />
183 Rn. 38f.; Starck in: v. Mangoldt/Klein/<br />
Starck GG, Art. 3 Abs. 141, 188; Heun in:<br />
Dreier GG, Art. 3 Rn. 31, 59, 81f.<br />
[36] BVerfG v. 17.12.1953 – 1 BvR 323/51, NJW<br />
1954, 27 Ansprüche verdrängter Angestellter<br />
des öffentlichen Dienstes; BVerfG<br />
v. 17.05.1961 – 1 BvR 561,579/60, <strong>11</strong>4/61,<br />
NJW 1961, <strong>11</strong>07 Volkswagenwerk – Privatisierungsgesetz;<br />
BVerfG v. 21.06.2006 – 2<br />
BvL 2/99, BVerfGE <strong>11</strong>6, 164, 180 Tarifbegrenzung<br />
gewerblicher Einkünfte; BVerfG<br />
v. 17.04.2008 – 2 BvL 4/05, BVerfGE 121,<br />
108, <strong>11</strong>9 Wählervereinigung (Erbschaftund<br />
Schenkungssteuerrecht); BVerfG v.<br />
24.09.2014 – 1 BvR 3017/<strong>11</strong> - BVerfGE<br />
121, 317, 370 Rauchverbot in Gaststätten;<br />
BVerfG v. 21.07.2010 – 1 BvR 6<strong>11</strong>/07,<br />
BVerfGE 126, 400, 416 Lebenspartnerschaft;<br />
BVerfG v. 21.07.20<strong>11</strong> – 1 BvR<br />
2035/07, BVerfGE 129, 49, 68f. Mediziner-<br />
Bafög; BVerfG v. 17.12.2014 – 1 BvL<br />
21/12, BVerfG DStR 2015, 31 Rn. 121 Verschonung<br />
des Betriebsvermögens im Erbschaftssteuerrecht.<br />
[37] P. Kirchhof in: Maunz/Dürig a.a.O., Rn.<br />
350.<br />
[38] Christopher Schrader, Die Ökobilanz der<br />
E-Mobilität, Spektrum der Wissenschaft<br />
5/18, S. 12, 14.<br />
[39] Schrader a.a.O, S. 14.<br />
[40] Schrader a.a.O., S. 15 unter Hinweis auf<br />
das Bundesumweltamt 2016.<br />
[41] Vertiefend und weiterführend Schrader<br />
a.a.O., ab S. 15.<br />
[42] S. 13.<br />
[43] Bundesgesetz über die Verminderung von<br />
Treibhausgasemissionen BBl 2017 – 1442,<br />
1, 6.<br />
[44] Der Spiegel Nr. 25 v. 15.06.<strong>2019</strong>, s. 60.<br />
[45] Zu dessen Berechnung Schwintowski, BM-<br />
Wi-Grünbuch Energieeffizienz und Impulspapier<br />
Strom 2030, EWeRK 2016, 365, 367.<br />
[46] Sauer/Todorovic, Die Förderfähigkeit von<br />
EE-Strom nach gemeinsamer Zwischenspeicherung<br />
mit konventionell erzeugtem<br />
Strom EWeRK 2016, 306; entgegengesetzt:<br />
Sauer/Todorovic, Die Förderfähigkeit<br />
von EE-Strom nach gemeinsamer Zwischenspeicherung<br />
mit konventionell erzeugtem<br />
Strom EWeRK 2016, 306ff; die<br />
Clearingstelle argumentiert entgegengesetzt:<br />
Empfehlung 2016/2 v. 23.01.2017;<br />
unterstützt von der BNetzA, Hinweis „EE-<br />
Stromspeicher: Regulierungspflichten,<br />
Amnestie, Förderung und Abgrenzung“<br />
vom 12.03.<strong>2019</strong>. <br />
l<br />
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2018, DIN A5, 168 Seiten, Preis: 91,59– €, + USt. und Versand<br />
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Informationssicherheitsmanagementsysteme<br />
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§ <strong>11</strong> Absatz 1b<br />
Energiewirtschaftsgesetz<br />
Stefan Loubichi<br />
<strong>VGB</strong>-B 031<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH | Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften<br />
Fon: +49 201 8128-200<br />
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39
Pumped hydro storage as enabler of energy transition <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Pumped hydro storage as enabler of<br />
energy transition<br />
Peter Bauhofer and Michael Zoglauer<br />
Kurzfassung<br />
Pumpspeicherkraftwerke als Baustein der<br />
Energiewende<br />
Die strategischen Ziele des Europäischen Klimaund<br />
Energiepakets (CEP) werden in den kommenden<br />
30 Jahren zu einer erheblichen Dekarbonisierung<br />
des Energiesystems führen. Strom<br />
wird sich zur dominierenden Energiequelle entwickeln.<br />
Insgesamt werden die hoch intermittierenden<br />
Quellen Windkraft und Photovoltaik<br />
die Erzeugung aus Kohle- und Kernkraftwerken<br />
in erheblichem Umfang ersetzen, während<br />
Gaserzeugungskapazitäten und KWK (fossil<br />
und Biomasse) als wesentliche Ergänzung bestehen<br />
bleiben. Der Wandel erfolgt auf allen<br />
Stufen der Wertschöpfungskette, gleichzeitig,<br />
mit hoher Geschwindigkeit und mit zunehmend<br />
fehlkender Systematik.<br />
Die ehrgeizigen Ziele werden zu einer enormen<br />
Dynamik des österreichischen Stromversorgungssystems<br />
und einer Erhöhung des Flexibilitätsbedarfs<br />
in allen Zeiträumen führen.<br />
Die vorliegende Analyse beantwortet folgende<br />
Fragen:<br />
– Wie entwickeln sich die österreichischen Residuallastparameter<br />
unter sehr hohen Anteilen<br />
an intermittierender erneuerbaren Anteilen?<br />
– Können dezentrale Speicher zur Systemstabilität<br />
beitragen?<br />
– Wie profitiert das System von der Wasserkraft?<br />
l<br />
Authors<br />
Dr. Peter Bauhofer<br />
Head of Energy Strategy and Efficiency<br />
Michael Zoglauer<br />
TIWAG-Tiroler Wasserkraft AG<br />
Energy Strategy and Efficiency<br />
Innsbruck, Austria<br />
The strategic targets of the European Climate<br />
and Energy Package (CEP) will cause<br />
a substantial decarbonisation of the energy<br />
system within the coming 30 years.<br />
Electricity is about to become the dominating<br />
energy source. In an overall context,<br />
the highly intermittent sources wind power<br />
and photovoltaics will substitute generation<br />
from coal and nuclear power plants<br />
to a significant extent, while gas generation<br />
capacities and CHP (fossil and biomass)<br />
remain an essential complement.<br />
The modification takes place at all stages<br />
of the value chain, at the same time, at<br />
high speed and in an increasingly uncoordinated<br />
manner.<br />
The improvement of electricity infrastructure<br />
and system relevant stabilising elements<br />
cannot keep up with the rest of transition.<br />
The amount of reserves stepwise<br />
overrules the given physical reality. As long<br />
as calculable thermal units have dominated<br />
generation within the EU, system adequacy<br />
was calculated by deterministic<br />
methodologies. Calculation was reliable.<br />
However, the high proportion of feature<br />
dependent power generation (e.g. wind<br />
power, PV, …) together with a n increasingly<br />
dynamised load made stochastic<br />
methodologies necessary (ENTSO-E<br />
2015). The determination of security of<br />
supply therefore can no longer be done at<br />
the desired level of precision. Additionally,<br />
massive corrections and adjustments of energy<br />
policy targets of key players (e. g. German<br />
coal phase out, …) without any known<br />
fall back strategies are overruling previous<br />
planning assumptions fundamentally. In<br />
Central Europe, during the first two quarters<br />
of <strong>2019</strong> there were at least four critical<br />
system situations observed. Finally, national<br />
energy regulators repeatedly give black<br />
out warnings.<br />
Energy transition is about to develop as a<br />
large scale experiment with an uncertain<br />
outcome.<br />
This mix of increasing uncertainties more<br />
than ever demands for reliable flexibility<br />
solutions. To reduce imported flexibility<br />
risk, Art. 22 lit. d) of Reg. (EU) 2018/1999<br />
requires, that every country has to increase<br />
the flexibility of the national system in particular<br />
by means of deploying domestic energy<br />
sources, demand response and energy<br />
storage, while critics of power plant projects<br />
claim for flexibility procurement<br />
mainly based on cross-border-exchange.<br />
From the beginning, Austria has decided<br />
upon generation preferably from renewables.<br />
Hydropower is the backbone. Today,<br />
with a RESE share of appr. 72 %, Austria is<br />
top ranking within the EU28. Supporting<br />
EU’s CEP targets, in 2018 Austria decided<br />
to have an electricity system in 2030 based<br />
on 100 % renewable electricity (balanced<br />
p. a.) meaning, that within the coming 10<br />
years appr. 30 TWh of additional RESE has<br />
to be installed (#mission 2030). While biomass<br />
is lacking potential, hydropower<br />
(plus 6 to 8 TWh), wind power (plus 10 to<br />
12 TWh) and PV (plus 10 to 12 TWh) are<br />
expected to match the game. In a longer<br />
run, Austria’s full hydropower potential of<br />
in total <strong>11</strong> TWh is ready for use (Pöyry<br />
2017). This ambitious target will result in<br />
an enormous dynamisation of the Austrian<br />
system and an increase of flexibility demand<br />
in all time frames.<br />
The given analysis responds to the following<br />
questions:<br />
––<br />
How do Austria’s residual load parameters<br />
develop under extreme shares of intermittent<br />
RESE?<br />
––<br />
Can decentralised storage contribute to<br />
system stability?<br />
––<br />
How does the system benefit from hydropower?<br />
Key findings<br />
For the given Austrian energy strategy targets,<br />
already from 2025 on disproportionate<br />
growth for all residual load parameters<br />
is expected. Negative residual load will<br />
increase more than the positive. Peaks<br />
(PRLmax) come up to at least -6 GW<br />
and gradients (∆PRL) of more than 3 GW/h<br />
with frequent changes of sign (+/-) are expected<br />
(Ta b l e 1 ). Large daily lifts of<br />
the residual load of more than 9 GW are<br />
likely. From 2030 on, the seasonal energy<br />
flexibility need of at least appr. 7 TWh in<br />
addition to existing storage capacities is<br />
evident.<br />
Choosing the proper generation portfolio,<br />
to a certain extent run of river plants damp<br />
intermittency effects of PV and wind power<br />
on the residual load. However, the greatest<br />
40
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Pumped hydro storage as enabler of energy transition<br />
Tab. 1. Changes of residual load characteristics caused by the nation energy strategy<br />
#mission2030.<br />
#mission2030 2020 2025 2030 2040 2050<br />
ERLpos [TWh] 28,6 23,7 20,4 23,4 28,2<br />
ERLneg [TWh] -1,1 -3,2 -6,8 -10,5 -12,4<br />
of which seasonal shift [TWh] -1 -3 -6 -9 -10<br />
PRLmax [GW60] 10,3 10,6 <strong>11</strong>,0 12,9 15,4<br />
PRLmin [GW60] -4,4 -6,1 -9,6 -14,3 -17,7<br />
Jahresmax(PRLmax(d) - PRLmin(d)) [GW/d] 7,9 9,5 <strong>11</strong>,2 15,9 20,2<br />
ΔPRLmax pos [GW/Std] 2,4 2,8 3,1 4,1 5,3<br />
ΔPRLmax neg [GW/Std] -2,4 -3,3 -4,1 -4,9 -6,5<br />
effect for increased flexibility in all time<br />
frames includ -ing seasonal flexibility is<br />
given by hydro storage and pumped hydro<br />
storage power plants. Additionally, they reduce<br />
the costly dynamic electricity generation<br />
and CO 2 -emissions of thermal plants,<br />
avoid the power reduction at wind- and PVgeneration<br />
sites and improve big scale<br />
RESE integration to the system. This also<br />
applies cross-border. Last but not least,<br />
from the Austrian point of view, net imports<br />
and thus dependence on fossil and<br />
non-fossil energy imports can be reduced<br />
(TUW 2017).<br />
In order to guarantee policy success, in the<br />
sense of a sustainable Austrian long-term<br />
strategy it is suggested to consider and accept<br />
the role for the new construction and/<br />
or the extension of domestic hydropower<br />
and in particular the alpine (pumped) hydro<br />
storage using the available potential.<br />
Appropriate operational framework (in<br />
particular for the surge/sunk question)<br />
should be provided for the optimised development<br />
of the flexibility effect of hydropower.<br />
System stability, security of supply<br />
as well as the large-scale integration of<br />
wind power and PV in Austria can thus be<br />
guaranteed also in future.<br />
The enormous challenges are imminent.<br />
The speedy handling of permit proceedings<br />
is necessary.<br />
The use of additional options (gas CHP and<br />
CHP, biomass plants, P2X, decentralised<br />
solutions such as battery storage and DSM,<br />
cross-border exchange, ...) will contribute<br />
to success. Decentralised solutions like batteries,<br />
DSM, P2H, etc. … are expected to be<br />
preferably used by optimised, customer<br />
driven energy management solutions for<br />
buildings and/or industries as well as<br />
for distribution grids and will have a minor<br />
support for system needs. Moreover it<br />
may be assumed, that decentralised solutions<br />
– caused by these customer driven<br />
optimization – may also have negative system<br />
effects (peaks caused by price signals,<br />
etc. …).<br />
A polarising discussion on the choice of solutions<br />
is not expedient. At the same time,<br />
the import of security of supply should be<br />
kept at a reasonable level. This is especially<br />
true for periods with lacking wind and sun<br />
(“Dunkelflaute”).<br />
Stability and security of supply<br />
The energy transition of the coming years<br />
is characterised by the following scare<br />
goods: acceptance, affordability as well as<br />
availability of energy for the individual and<br />
the economy at any time. The premise of<br />
the availability of basic services at any<br />
time, especially electricity, as a basis for a<br />
prosperous European economy directly influences<br />
public acceptance. So far, the energy<br />
transition has preferably succeeded in<br />
the electricity system. This success has<br />
mainly been enabled by reserves of grids,<br />
thermal power plants and their flexibility<br />
as well as hydropower storage and pumped<br />
storage. The reserves of available capacities<br />
are used up or are rapidly fading in particular<br />
by the thermal phase-out in key regions.<br />
A cardiological remote diagnosis for the future<br />
European system may find moderate<br />
to strong arrhythmias (grid frequency) or<br />
even standstills (blackout), if it is not possible<br />
– apart from the grid expansion – to<br />
replace timely fossile facilities that have<br />
provided ancillary services and other flexibility<br />
measures to a large extent up to now.<br />
Hydro power plants with storage and/or<br />
pumped storage functions have fulfilled<br />
these tasks emission free, cost-effective,<br />
reliable and, above all, predictable for decades,<br />
thus contributing today and even<br />
more in future as a substantial enabler for<br />
the system-wide large scale integration of<br />
intermittent RESE-generation – essentially<br />
wind power and photovoltaics.<br />
Residual load analysis<br />
Compared to other grid-based energy systems<br />
(gas, oil, district heating), the electrical<br />
power system is extremely sensitive.<br />
The balance between load and generation<br />
at any time is the necessary prerequisite for<br />
maintaining system stability and thus security<br />
of supply. Frequency and voltage are<br />
the central parameters for grid stability.<br />
Therefore, the mechanisms for maintaining<br />
system stability must already start in<br />
the seconds range and in the special case of<br />
the instantaneous reserve (inertia) even<br />
subtransient.<br />
The mere focus on a balanced annual or at<br />
most seasonal energy balance by no means<br />
meets these requirements. The ability of a<br />
system to respond to changes in generation<br />
and / or load is called system flexibility<br />
(ENTSO-E 2015). Compared to a decentralised<br />
or a distribution grid situation, at the<br />
system level, this is essentially given by a<br />
performance-oriented short-term flexibility<br />
(time range up to one hour). To keep up<br />
security of supply, it is also necessary to ensure<br />
a balanced energy supply. Even more<br />
in future, long-term flexibilisation based on<br />
energy storage is of key importance. In Austria,<br />
it is targeted for 2030 to cover the electricity<br />
supply by 100 % from renewable<br />
sources (RESE). Additional generation by<br />
the highly intermittend and seasonally<br />
available wind power and PV sources (approx.<br />
12 TWh each by 2030), supplemented<br />
by the seasonal fluctuating run of river<br />
power (approx. 6 to 8 TWh out of a total of<br />
<strong>11</strong> TWh potential) will be the backbone.<br />
Controllable RESE, such as biomass, have a<br />
complementary effect but have only minimal<br />
growth potential. Gas-based CHP<br />
plants will continue to play an important<br />
role, not at least to cover the heat demand<br />
of large cities as well as industrial needs.<br />
Likewise, the trade-based cross border exchange<br />
of renewable energy, which, however,<br />
can only be limitedly available for<br />
wind power and PV generation due to the<br />
simultaneous given wide area meteorological<br />
effects. The residual load (PRL) is determined<br />
at system level in an hourly resolution<br />
as the power difference of the concurrent<br />
load of the public grid (LastÖN(t))<br />
and the variable feed-in to the public grid<br />
RESEvol(t):<br />
Residual load is, without further action,<br />
the random result of the multicausal relationship<br />
between the simultaneous occurrence<br />
of (intermittent) generation and<br />
load. It is an indicator for the effort given to<br />
maintain the balance respectively how<br />
much power has to be withdrawn from the<br />
system or fed into the system at any time.<br />
In the course of an year, PRL(t) can mean<br />
positive (the volatile generation is not able<br />
to cover the load at the same time, power<br />
or energy deficit) as well as negative values<br />
(temporary power or energy surplus). Intermittent<br />
generation and load only have<br />
limited predictable values or correlations<br />
in all timeframes.<br />
The use and characteristic of flexibility<br />
tools are determined by the steady state<br />
characteristics but also significantly by the<br />
dynamic characteristics of the residual<br />
load, such as its gradient ∆PRL. Compensation<br />
must be given by proper flexibility solutions<br />
like hydro storage and pumped hydro<br />
storage systems, thermal generation,<br />
P2X applications, and to a certain extent<br />
also by decentralised solutions, such as<br />
DSM, battery storage, etc..<br />
Within the framework of the Integrated Climate<br />
and Energy Strategy (#mission2030),<br />
41
Pumped hydro storage as enabler of energy transition <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Austria aims to cover 100 % it’s electricity<br />
demand by renewables (RESE) in 2030,<br />
while industrial self-consumption, reserve<br />
balancing and balance energy should be<br />
covered also by thermal generation in future.<br />
From 2025 on, the projected high increase<br />
of intermittent capacity (wind: +<br />
approx. 4.5 GW, PV: + approx. 10.5 GW)<br />
will cause an enormous stress level for Austria’s<br />
power system in the May to September<br />
period, that in relation may even exceed<br />
the respective figures of Germany. In<br />
particular, the summer surplus (seasonal<br />
flexibility) must be highly efficient shifted<br />
to winter time.<br />
In the following, the effects of 100 % RESE<br />
with a high share of intermittent RESE<br />
are estimated for Austria’s residual load 1) .<br />
In order to minimise the need for flexibility<br />
a priori, a coordinated architecture of the<br />
generation mix of PV and wind together<br />
with run of river shall be pursued. The correlation<br />
of PV generation characteristic is<br />
slightly negative (-0.12) compared to wind.<br />
The annual simultaneity factor<br />
1<br />
The objective estimate serves to detect trends<br />
and the magnitudes of the relevant parameters.<br />
To illustrate the bandwidth, the analysis<br />
has to be rounded off on the basis of several<br />
weather years and scenarios for generation<br />
mix and load profile. According to the IKES<br />
convention, the gross electricity consumption<br />
is reduced by the industrial self-consumption<br />
and the control reserve call.<br />
The Austrian hydropower expansion potential<br />
amounts to a total of <strong>11</strong> TWh (Pöyry 2018).<br />
All data - unless otherwise stated - apply to unaffected<br />
generation or load.<br />
of the simultaneous infeed maximums related<br />
to the sum of installed capacities is<br />
approx. 50 %. This temporarily causes<br />
moderate compensation effects. Starting at<br />
average load conditions, PV infeed significantly<br />
decreases and is negligible at times<br />
of peak load. This effect will also have to be<br />
mitigated by proper central and decentral<br />
flexibility measures. Under the given assumptions,<br />
the characteristics of the Austrian<br />
electricity system will change fundamentally<br />
within the coming 10 years (see<br />
F i g u r e 10 ). In 2016, a seasonal characteristic<br />
is apparent for the total of generation<br />
from run-of-river power, wind and<br />
PV 2) , as well as for load, even if recognised<br />
in opposite directions. Generation tips are<br />
already characteristic today, but they exceed<br />
load only in a few hours. Today, a seasonal<br />
energy shift is not required by this<br />
reason. The infeed tips essentially are determined<br />
by wind power. Residual load is<br />
overall positive, while already partially<br />
with high positive and negative gradients.<br />
The gradient of the simultaneous infeed of<br />
wind and PV related to the simultaneous<br />
load (how much does the intermittent infeed<br />
change per hour related to load at the<br />
same time?) is moderate.<br />
In 2030 however, the seasonal characteristics<br />
of both, the total of infeed and the load<br />
of the public grid, will be increased (F i g -<br />
u r e s 5 t o 7 ). While peak loads (load<br />
dynamics together with a general increase<br />
of annual consumption) increase significantly,<br />
the summer load of the public grid<br />
increases only moderately, because prosumers<br />
are assumed to have an increased<br />
self consumption at these times. However,<br />
the infeed peaks increase substantially<br />
throughout the year and are characterised<br />
by a high infeed of wind power and PV in<br />
their extremes. Overall, the picture is characterised<br />
by a pronounced roughness. Frequently<br />
the infeed significantly exceeds the<br />
simultaneous load.<br />
There is also a significant need for a seasonal<br />
energy shift (seasonal flexibility).<br />
The gradient of the simultaneous PV and<br />
wind infeed related to the simultaneous<br />
load achieves high values throughout the<br />
year. The distinctive morning and evening<br />
ramps of the residual load are supplemented<br />
during the late morning and early afternoon<br />
hours with partly steep ramps. Sign<br />
changes of the residual load gradients are<br />
frequently given.<br />
In the following the results for the most important<br />
parameters are summarised for the<br />
years of reference until 2050. Unless otherwise<br />
stated, the illustrations correspond to<br />
a coordinated development of run of river,<br />
wind and PV and with equal generation<br />
shares extrapolated for the reference years<br />
2040 and 2050 (solid lines). In order to test<br />
the limits, hypothetical scenarios based on<br />
wind only or PV only or the combination of<br />
both are shown as dashed lines.<br />
One of the usual benchmarks for residual<br />
load is the RES Load Penetration Index<br />
RLPI<br />
as the annual maximum of the ratio of simultaneous<br />
total infeed from wind and PV<br />
related to the simultaneous load of the<br />
public grid (ENTSO-E 2015). This index<br />
provides information about the maximum<br />
hourly coverage of the load using wind and<br />
PV within one year. Already in 2025, for<br />
Austria this index is expected at least 130 %<br />
with a rapid increase and reaching levels of<br />
up to 260 % by 2050 (F i g u r e 1 ).<br />
The phenomenon of a high infeed gradient<br />
– load ratio is evident throughout the year.<br />
In addition to the residual load gradient, it<br />
is an indicator of how quickly the flexibility<br />
solutions have to control their infeed or<br />
outfeed in order to be able to balance the<br />
system at any time. In both energy directions,<br />
values of more than 20 % and, in<br />
some cases, up to 40 % are expected by<br />
2030 (F i g u r e 2 ).<br />
Under the given assumptions, the characteristics<br />
of the positive as well as the negative<br />
residual load increase disproportionate,<br />
while the increase of the negative residual<br />
load for both, the energy and the<br />
peak power, is much stronger. The cumulative<br />
energy content of all hours with a negative<br />
residual load may increase from<br />
2<br />
PV infeed to the public grid (PVÖN) by PV directly<br />
coupled (PVnonHH(t)) and surplus infeed<br />
by prosumers (PVHHÜE(t)).<br />
in %<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
178 %<br />
258 %<br />
100<br />
71 %<br />
50<br />
0 %<br />
45 % 53 % 60 %<br />
0<br />
35 %<br />
6 % 16 %<br />
1980 2000 2020 2040 2060<br />
RLPI<br />
DPRL<br />
in %<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
-20<br />
-40<br />
-60<br />
∆P60 wind+PV (t)/LastÖN60(t)<br />
8760 H<br />
Fig. 1. RES-Load-Penetration Index RLPI and Infeed ratio.<br />
Fig. 2. Already in 2030, the hourly gradient of the simultaneous wind<br />
and PV infeed can exceed 40 % of the net load in both energy<br />
directions for several times.<br />
42
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Pumped hydro storage as enabler of energy transition<br />
20<br />
60<br />
10<br />
50<br />
PRLO in GW<br />
0<br />
-10<br />
-20<br />
-30<br />
PRLOmax<br />
PRLOmin<br />
Standardabweiung<br />
PRLO<br />
nur PV<br />
nur Wind<br />
Häufigkeit<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
Mi#l1<br />
2016<br />
Mi#l1<br />
2030<br />
Mi#l1<br />
2050<br />
nur Wind+PV<br />
-40<br />
0<br />
-25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20<br />
Fig. 3. Residual load peaks (GW60) together with standard deviation<br />
1990 to 2050.<br />
Fig. 4. PRL-Frequency distribution (GW60) for the reference years<br />
2016, 2030 and 2050.<br />
currently approx. -0.4 TWh/a to at least<br />
-3 TWh/a by 2025 and to approx.<br />
-6.8 TWh/a by 2030. By 2050, -12 TWh/a<br />
are foreseeable.<br />
The negative peak PRLmin will double<br />
from -3 GW60 today to -6 GW60 by 2025<br />
and reach to -9 GW60 in 2030. Values<br />
around -17 GW60 are expected by 2050<br />
(F i g u r e 3 ). Power peaks of the negative<br />
residual load can occur from May to<br />
September. From medium classes of its<br />
frequency on an increase is expected (F i g -<br />
u r e 4 ). If, from 2016 on, additional generationmwould<br />
only be done by wind or<br />
PV or a combination of both, the residual<br />
load peaks will increase even more in<br />
both directions (F i g u r e 3 , dashed lines).<br />
While for Austrian generation characteristics<br />
the combination of wind and PV<br />
may have moderate damping effects, the coordinated<br />
combination with run of river improves<br />
this damping effect significantly.<br />
Essentially negative (energy surplus),<br />
strongly intermittent residual load with<br />
distinctive gradients and frequent sign<br />
changes.<br />
The energy content of residual load and<br />
thus the storage requirements for (seasonal)<br />
flexibility solutions and to a moderate<br />
extent cross border flexibility exchange,<br />
will increase stronger than capacity requirement<br />
in a further perspective. The energy<br />
content of all hours with positive residual<br />
load (generation gap from intermittent<br />
sources) is appr. 20 TWh in 2030 and<br />
appr. 30 TWh by 2050. About 10 GW60<br />
peak remains roughly unchanged until<br />
2030 and will increase to appr. 15 GW60 by<br />
2050 (F i g u r e 4 ). The block duration of<br />
the negative residual load with maximum<br />
energy content increases from appr. 16 h<br />
(-0.02 TWh) to <strong>11</strong>7 h (-0.6 TWh) in 2030.<br />
It’s counterpart for the positive residual<br />
load reduces from appr. 2.460 h (12 TWh)<br />
to 430 h (3 TWh) in 2030. The number of<br />
blocks with positive or negative residual<br />
load increases in each case from approx.<br />
<strong>11</strong>0 events/a in 2016 to approx. 340<br />
events/a in 2030.<br />
P in MW60<br />
20.000<br />
15.000<br />
10.000<br />
5.000<br />
0<br />
Lastspitzen > 13 GW<br />
A similar picture emerges for the hourly<br />
gradients of the residual load ∆PRL (see<br />
F i g u r e 8 and 9 ). The smoothing effect of<br />
the run of river on the residual load gradient<br />
is even more evident than for the residual<br />
load peaks. In both directions, there is a<br />
disproportionate increase of the maximum<br />
values from approx. +/- 2 GW/h today to<br />
approx. +/- 4 GW/h in 2030 or +/- 6 GW/h<br />
in 2050. The frequency of small gradients<br />
will decrease in the future, while it will increase<br />
for higher ranges in both directions.<br />
Volatile Erzeugung und Netzlast<br />
2030 RESEvol total60 [MW60] LastÖN [MW60]<br />
8760h<br />
Einspeisespitzen RESEvol > 15 GW<br />
Fig. 5. Estimation of the load of the public grid (LastÖN) and generation from RESEvol<br />
(wind + PV + running water). In the summer months there is a pronounced overlap, in<br />
the winter months a shortage of the load. Time series 2016 scales for 2030.<br />
MW60<br />
15.000<br />
10.000<br />
5.000<br />
0<br />
-5.000<br />
10.000<br />
Residuallastanalyse für Juni - Woche<br />
ohne HH Batteriespeicher<br />
Einspeisespitze PRESEvol ca. 14 GW<br />
Hoher positiver bzw. negativer Einspeidegradient ∆PRESvol,<br />
stark fluktuierend<br />
Ausgeprägt negative Residuallast mit starken<br />
positiven und negativen Rampen.<br />
So 26. Juni, 00:00, bis Sa 02. Jul., 24:00<br />
Fig. 6. Random sample for a June week in 2030. Largely constant infeed from run of river<br />
combined with more or less strong daily infeed from wind power an PV with partially<br />
high infeed peaks, high intermittence and ramps in both directions.<br />
2030<br />
The evolution of residual load peak power<br />
and gradients significantly increase the<br />
need for highly flexible short-term flexibility<br />
solutions. 2016 – as typical for the current<br />
generation mix – faced only minimal<br />
energy surpluses in the summer (F i g -<br />
u r e 10 ). The planned Austrian generation<br />
mix will cause an estimated seasonal<br />
flexibility need of approx. 2.8 TWh already<br />
in 2025 (<strong>11</strong> % of intermittent summer generation)<br />
and at least 7 TWh in 2030 (appr.<br />
18 % of the intermittent summer<br />
43
Pumped hydro storage as enabler of energy transition <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
MW60<br />
15.000<br />
10.000<br />
5.000<br />
0<br />
-5.000<br />
10.000<br />
Residuallastanalyse für Dezember - Woche<br />
ohne HH-Batteriespeicher<br />
So <strong>11</strong>. Dezember, 00:00, bis Sa 17. Dezember, 24:00<br />
Fig. 7. Random sample for a December week in 2030. Consistently strong wind infeed at the<br />
beginning of the week, temporarily supported by moderate PV infeed. High load with<br />
distinctive morning and evening peaks. Moderate to strongly intermittent infeed gradient.<br />
Strongly intermittent, essentially positive residual load (energy deficit) with high ramps<br />
in both directions.<br />
2030<br />
Correlations in the Alpine Region<br />
In Europe, as well as in the alpine regions,<br />
renewables development will be determined<br />
by wind power, PV and hydro.<br />
In the summer months, the daily generation<br />
characteristics will be dominated by<br />
PV, underpinned by the temporary purchase<br />
of wind (F i g u r e <strong>11</strong> ), whereas in<br />
the winter months wind characteristics are<br />
decisive. Load, intermittent generation and<br />
residual load of Austria is highly correlated<br />
with those of other countries of the alpine<br />
region (F i g u r e 1 2 ). That means, that<br />
an area wide generation deficit (positive<br />
residual load) or a generation surplus<br />
(negative residual load) probably may occur<br />
at the same time. This fact is a basic<br />
precondition for the definition of a national<br />
flexibility strategy and the assess-<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
0<br />
-2<br />
-4<br />
-6<br />
-8<br />
-10<br />
-12<br />
-14<br />
-16<br />
DPRLOmax aufwärts<br />
DPRLOmax abwärts<br />
Standardabweiung DPRLO<br />
nur PV+Wind<br />
nur PV<br />
nur Wind<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
-6 -4 -2 0 2 4 6<br />
Leistungsklassen in GW60, 50 MW-Schritte<br />
MI#Im 2016<br />
MI#Im 2030<br />
MI#Im 2050<br />
Fig. 8. Hourly residual load gradient ∆PRL60 together with standard<br />
deviation, 1990 to 2050.<br />
Fig. 9. Frequency distribution of the hourly residual load gradient<br />
∆PRL60 for reference years 2016, 2030, 2050.<br />
ERLOpos ERLOneg ERLOpos ERLOneg ERLOpos ERLOneg<br />
GWh<br />
5.000<br />
4.000<br />
3.000<br />
2.000<br />
1.000<br />
0<br />
-1.000<br />
-2.000<br />
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 <strong>11</strong> 12<br />
5.000<br />
4.000<br />
3.000<br />
2.000<br />
1.000<br />
0<br />
-1.000<br />
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 <strong>11</strong> 12<br />
5.000<br />
4.000<br />
3.000<br />
2.000<br />
1.000<br />
0<br />
-1.000<br />
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 <strong>11</strong> 12<br />
GWh<br />
GWh<br />
-2.000<br />
-2.000<br />
Fig. 10. Monthly accumulated energy content of the positive or negative residual load for 2016, 2025 and 2030.<br />
generation). Compared to other countries,<br />
for Austria the issue of seasonal flexibility<br />
is of major concern from the mid-2020s on.<br />
Hand in hand with the increase of residual<br />
load peaks, the annual maximum of daily<br />
residual load power increments:<br />
MW<br />
250.000<br />
200.000<br />
150.000<br />
100.000<br />
50.000<br />
experiences disproportionate growth as<br />
well, reaching at least 9 GW in 2025 and<br />
increasing to at least 20 GW by 2050.<br />
Forced PV and/or wind power expansion<br />
cause considerable an increase of these values.<br />
The dynamic sampling of the power<br />
system due to the emerging wind and PV<br />
generation shares has already caused to a<br />
0<br />
Fig. <strong>11</strong>. Cumulative infeed from RESEvol and load in the alpine region (AT, CH, DE, FR, IT, Slo),<br />
sample Jun - Jul, 2030.<br />
significantly increased interplay of (pump)<br />
storage use in the past. This increase will<br />
continue in future.<br />
ment of security of supply, if cross-border<br />
flexibility assistance should be taken into<br />
account.<br />
44
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Pumped hydro storage as enabler of energy transition<br />
Resevol p.a. LastÖN p.a. Residuallast p.a.<br />
250.000<br />
300.000<br />
250.000<br />
RESEvol in MW15<br />
200.000<br />
150.000<br />
100.000<br />
50.000<br />
LastÖN in MW15<br />
250.000<br />
200.000<br />
150.000<br />
100.000<br />
50.000<br />
PRLO in MW15<br />
200.000<br />
150.000<br />
100.000<br />
50.000<br />
0<br />
-50.000<br />
0<br />
0<br />
-100.000<br />
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<br />
RESEvol AT in MW15 LastÖN AT in MW15 PRLO AT in MW15<br />
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),<br />
load (Pearson Coeff. = 0.96) and residual load (Pearson Koeff. = 0.67) expected. Data without thermal must-run.<br />
A special phenomenon of concern is a period<br />
lacking generation from PV and wind<br />
(“Dunkelflaute”) due to wide area meteorological<br />
situations. This phenomenon usually<br />
occurs in the winter months and has<br />
already been observed during the past<br />
years by statistics and price signals.<br />
Meanwhile, several publications have analyzed<br />
this phenomenon, although it has<br />
remained unclear how to define “Dunkelflaute”<br />
(minimum intermittence of feed-in,<br />
etc.) in a standardised manner. A recent<br />
analysis by the TU Dresden (TUD <strong>2019</strong>)<br />
concludes, that this phenomenon occurs in<br />
the medium time range up to 14 days in a<br />
significant frequency and is to be mastered<br />
especially with hydro storage, when thermal<br />
units are expected to be dropped off in<br />
future to a significant extent. Further in<br />
depth correlation studies for the alpine region<br />
remain necessary.<br />
Flexibility options<br />
The overall goal of the energy and climate<br />
strategy is the decarbonisation of the energy<br />
system in general and of the electricity<br />
power system in particular. As a benchmark<br />
for success, the RESE generation is<br />
related to the gross electricity consumption.<br />
The efficiency-first principle (energy<br />
and costs) is, additionally to high availability<br />
and predictability, the essential precondition<br />
for achieving the targets. As long as<br />
the RESE share does not exceed 100 %,<br />
there will be no electricity surplus in the<br />
annual balance. Thus, temporary coverages<br />
(negative residual load) from (intermittent)<br />
renewable generation must be compensated<br />
at the lowest possible costs and<br />
be returned to the power system later on.<br />
The overall roundtrip efficiency factor of<br />
the flexibility process (electricity – electricity)<br />
has to be minimised.<br />
According to the architecture of the further<br />
renewable generation portfolio in addition<br />
to existing electricity hydro power storage<br />
capacity Austria needs a flexibility solution<br />
with an additional fictitious storage capacity<br />
in the amount of F i g u r e 1 3 . To avoid<br />
dumped energy, this solution has to cover<br />
residual load peaks as given by F i g u r e 3<br />
and gradients according to F i g u r e 8 . If<br />
further RESE development is preferably<br />
based on wind and / or PV, this can cause a<br />
doubling of the fictitious storage requirement.<br />
Thus, a coordinated mix of suitable<br />
RESE technologies together with a moderate<br />
cross-border-flexibility exchange to<br />
cover short-, middle- and long-term needs<br />
should be chosen. For the overall strategic<br />
conception of the future Austrian flexibility<br />
system the following cornerstones are necessary:<br />
––<br />
non-discriminatory, market-oriented use<br />
of flexibility assets with full freedom of<br />
action with regard to their market use or<br />
application alternatives,<br />
––<br />
consideration of development of energy<br />
policies in neighboring countries, preferably<br />
Germany (coal drop off) and availability<br />
of grid transfer capacity as well as<br />
flexibility capacity for Austrian needs,<br />
––<br />
technical characteristics of flexibility assets<br />
including operational readiness, system<br />
compatibility and climate relevance,<br />
––<br />
technical and operational availability<br />
and calculability for planning,<br />
––<br />
planning period for the system concept<br />
versus technical lifetime of the options<br />
(capitalised production costs of the services<br />
as a basis for an objective comparison<br />
of options), level playing field for<br />
options,<br />
––<br />
energy and cost efficiency.<br />
Regarding these preconditions, the mere<br />
addition of statistically listed flexibility capacities<br />
of all categories is not useful. The<br />
assessment of national flexibility needs, including<br />
a moderate cross border exchange,<br />
will require a careful monitoring in the future.<br />
Wind and PV will continue to have<br />
similar characteristics system wide – in particular<br />
in the case of “Dunkelflaute”. While<br />
Germany’s further change to a net electric-<br />
18<br />
16<br />
14<br />
100<br />
80<br />
20<br />
15<br />
10<br />
Ecap in TWh<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
60<br />
40<br />
20<br />
Ecap/ERESEvol in %<br />
Lauf-Wind+PV<br />
nur PV<br />
nur Wind<br />
nur Wind+PV<br />
PRLO in GW<br />
5<br />
0<br />
-5<br />
-10<br />
-15<br />
PRLOmax<br />
PRLOmin<br />
Standardabweichung<br />
PRLO<br />
2<br />
0<br />
0<br />
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055<br />
-20<br />
-25<br />
Fig. 13. Fictitious minimum storage capacity requirements for the AT-flex<br />
pool depending on RESE scenarios. Existing storage capacities<br />
are to be added.<br />
Fig. 14. Extrema of the residual load.<br />
45
Pumped hydro storage as enabler of energy transition <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Pumpspeicherkraftwerke in den Alpen<br />
Red.: AGAW, TIWAG 2018<br />
log Epot in GWh<br />
1.000,0<br />
100,0<br />
10,0<br />
1,0<br />
1month full load<br />
1 week full load<br />
1 day full load<br />
1 hour full load<br />
2.410<br />
2.400<br />
2.390<br />
2.380<br />
2.370<br />
2.360<br />
2.350<br />
2.340<br />
0,1<br />
0 500 1.000 1.500 2.000<br />
Turbinenleistung in MW<br />
2.330<br />
1.Jun<br />
1.Jul 31.Jul 30.Aug 29.Sep 29.Okt 28.Nov 28.Dez 27.Jan 26.Feb 28.Mär 27.Apr 27.Mai<br />
Jun Dec Mai<br />
Fig. 15. Alpine (pump) storage is a multi-utility toolbox for the system requirements of the 21st century and differs from typical central European<br />
pumped storage solutions with medium drop height and small basins that are usually used for short term flexibility. Additionally, alpine<br />
storage solutions store energy from natural inflow from June to October, provide flex-products and ancillary services at all time scales<br />
characterised by maximum availability and flexibility (TIWAG 2018).<br />
45<br />
40<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
16.000<br />
14.000<br />
12.000<br />
10.000<br />
8.000<br />
6.000<br />
4.000<br />
2.000<br />
0<br />
1.160<br />
PRL SRL+ SRL- MRL+ MRL-<br />
MWel<br />
13.443<br />
Hydropower Wind+Biomass Fossil+Nuclear Battery+DSM others<br />
Source:https://www.regelleistung.net, 2018<br />
Fig. 16. Prequalified reserve capacities (GW) for Germany by generation type (left). Also in the long run, pumped storage technology remains the<br />
leading flexibility option for the Pan-European Energy System (ENTSO-E, TYNDP 2018, Project Fact Sheet).<br />
ity importer was already fixed by the given<br />
national plan from 2030 onwards, today<br />
the extent, timing and type of replacement<br />
for decommissioned coal-fired power<br />
plants expands this import dependency on<br />
electricity. It’s dimension is unknown. Also<br />
in future, France and Belgium will be confronted<br />
with a high degree of planned non<br />
availability of nuclear generation caused by<br />
maintenance, even while cold periods. The<br />
generation-side assessment of security of<br />
supply (system adequacy) has so far been<br />
carried out deterministically on the basis of<br />
predictable assets, mainly thermal power<br />
stations and (pumped) hydro storage facilities.<br />
With the significant intermittent renewable<br />
share there is a lack of calculable<br />
dimension. Meanwhile, it has been necessary<br />
to switch to probability-based methodologies<br />
(ENTSO-E SOAF). The upcoming<br />
challenges of residual load development<br />
will require to use all options of flexibility to<br />
safeguard system stability.<br />
A polarising debate in favor of a particular<br />
technology therefore is not a priori expedient.<br />
A given level playing field is a key factor<br />
for further success.<br />
Hydropower storage and pumped hydro<br />
storage<br />
Today, hydropower plants represent 96 %<br />
of world’s operational electricity storage<br />
capacity. Also for Austria, the expansion of<br />
existing assets as well as new constructions<br />
are mandatory to maintain system stability<br />
and security of supply. Scale effects also<br />
apply here. Large, compact solutions provide<br />
energy- and cost-efficiency.<br />
In a longer run, power to gas may be expected<br />
to act as a complementary solution.<br />
Presumed, that this technology proceeds<br />
commercially for large-scale use and its efficiency<br />
will be improved significantly.<br />
Compared to typical storage facilities in<br />
low mountain ranges, alpine (pumped) hydro<br />
storage power plants with their enormous<br />
storage volumes combined with<br />
large drop heights and huge machine capacities<br />
together with the use of natural<br />
inflow provides all flexibility needs of the<br />
21st century. New plant concepts also focus<br />
on seasonal storage requirements (F i g u r e<br />
1 5 left). The use of natural inflow is an integral<br />
part of the plant design expands<br />
the range of flexibility applications (F i g -<br />
u r e 1 5 , right). This combination is a<br />
unique feature of alpine hydropower. During<br />
the period from June to October, melting<br />
snow and rainfall fill the reservoirs and<br />
thus ensure seasonal flexibility (F i g u r e<br />
1 5 right, envelope curve).<br />
This seasonal storage of primary energy is<br />
unique. In this case, the potential energy of<br />
water is stored, not electricity. Therefore,<br />
this form of seasonal storage is lossless. At<br />
the same time, the need for short-term<br />
flexibility in both energy directions is met.<br />
The generation of renewable energy from<br />
the use of natural inflow is a by-product<br />
and inherent in the concept. The use of the<br />
natural inflow has always been common<br />
for pump storage concepts in the alps and<br />
may accounts for a significant share of<br />
green electricity production up to 8 % of a<br />
country’s annual RESE generation.<br />
3<br />
The term storage facilities in this context refers<br />
to other storage technologies, such as battery<br />
or compressed air storage, etc.<br />
46
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Pumped hydro storage as enabler of energy transition<br />
<strong>VGB</strong>-Standard<br />
Even in thermally dominated systems, such<br />
as Germany, hydropower storage and<br />
pumped storage safeguard a sizeable share<br />
of system reserves, where installations of<br />
the Alps are essential (F i g u r e 16 ). Efforts<br />
to strengthen Europe’s energy infrastructure<br />
therefore not only include the<br />
expansion of transmission capacities, but<br />
also the integration of (pump) storage capacities<br />
in the Alps and their expansion<br />
(ENTSO-E (2017, 2018)). In terms of the<br />
Pan-European energy strategy, the crossborder<br />
relevance of such installations<br />
based on the Energy Infrastructure Regulation<br />
(EU) 347/2013 has an European dimension.<br />
Highly qualified, large (pumped)<br />
storage facilities3 also can achieve the status<br />
of Projects of Common Interest (PCI).<br />
According to the current planning, more<br />
than 13 GW of additional pumped storage<br />
capacity is planned for the maintenance of<br />
overall system stability, security of supply<br />
and large scale renewable energy integration.<br />
Austrian projects share not less than<br />
13 %. Thus, also in a long run pumped storage<br />
technology will be the backbone for<br />
system wide stability and security of supply<br />
(Figure 16).<br />
Additionally, the rotating mass (inertia) of<br />
directly grid connected machine sets of<br />
large hydropower units will play an increasingly<br />
important role for the transient<br />
stability, when thermal plants are successively<br />
dropped off, an wind power and PV<br />
are indirectly connected to the distribution<br />
grid by power electronics. The integration<br />
of the so-called “synchronous inertia”,<br />
in particular of large hydropower at the<br />
system level, will play an even more important<br />
role for grid stabilization in by instantaneous<br />
reserve. Solutions with the help<br />
of power electronics for wind power, PV<br />
and decentralised battery storage systems<br />
(synthetic inertia) can be considered<br />
only a partially effective replacement<br />
for the rapid instantaneous reserve<br />
of thermal systems because it’s delays by<br />
control procedures are relevant (dena<br />
2015).<br />
There is lacking public awareness on the<br />
role of alpine hydro storage and pumped<br />
storage power plants at all scales to avoid<br />
or overcome system instability resulting<br />
from anomalies of load and/or generation.<br />
Over the past 20 years, repeatedly there<br />
have been critical events that caused or<br />
were close to widespread major disruptions.<br />
The most well-known was the one<br />
from 2006 and most recently the one at the<br />
turn of the year 2018/<strong>2019</strong>. As a rule,<br />
where possible and being part of a well organised<br />
grid restoration concept,<br />
(pumped) hydro storage assets (black start<br />
and islanding operation capability) are a<br />
fixed solution to restore grids to islanding<br />
grids after black outs, keep the operation<br />
of islanded grids stable and finally help to<br />
reconnect islanded grids to a system. In<br />
such events, they significantly contribute<br />
to minimise or even avoid enormous economic<br />
damage.<br />
Therefore it has to be recommended that<br />
both, repowering and new construction of<br />
hydropower assets and in particular all<br />
sorts of hydropower storages are given the<br />
appropriate role in the upcoming years of<br />
energy transition. Moreover, regulatory<br />
conditions shall safeguard its full operational<br />
functionality and thus its full system<br />
benefit.<br />
References<br />
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Stromsektor: Stand der Dinge 2018.<br />
2. Burgholzer B., Schwabeneder D., Lettner<br />
G, HydroProfiles. TU Wien-EEG, 2017<br />
3. dena (2015), Ergebnispapier. Der Beitrag<br />
von Pumpspeicherkraftwerken zur Netzstabilität<br />
und zur Versorgungssicherheit – die<br />
wachsende Bedeutung von Pumpspeicherwerken<br />
in der Energiewende.<br />
4. ENTSO-E (2015), Scenario Outlook & Adequacy<br />
Forecast.<br />
5. ENTSO-E (2017), Regional Investment Plan<br />
2017, Continental Central South, CCS.<br />
6. ENTSO-E (2018), Completing the Map<br />
2018. System Needs Analysis.<br />
7. EURELECTRIC, <strong>VGB</strong> (2018), Facts of Hydropower<br />
in the EU.<br />
8. TUW (2017). Lettner G., Burgholzer B.,<br />
Anforderungsprofile für die Wasserkraft in<br />
zukünftigen Energiemärkten. TU Wien-<br />
EEG, 2017<br />
9. Pöyry (2018), Wasserkraftpotenzialstudie<br />
Österreich, Aktualisierung 2018.<br />
10. stoRE (2013), The Role of Bulk Energy Storage<br />
in Facilitating Renewable Expansion.<br />
www.store-project.eu<br />
<strong>11</strong>. SuREmMa (2017), Technischer Bericht C.<br />
Die Rolle der Speicherwasserkraft im österreichischen<br />
und europäischen Stromversorgungssystem.<br />
12. TUD (<strong>2019</strong>), Dauer und Häufigkeit von<br />
Dunkelflauten in Deutschland.<br />
13. Energiewirtschaftliche Tagesfragen 69. Jg.<br />
(<strong>2019</strong>) H. 1 / 2.<br />
14. Wikipedia download 22.7.2018, Stromausfall<br />
in Europa im November 2006. l<br />
Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety<br />
in Hydropower Plants<br />
Zusammenwirken von Konformitätsbewertung und Arbeitsschutz<br />
in Wasserkraftanlagen<br />
Ausgabe/edition – <strong>VGB</strong>-S-033-00-2017-07-EN/<strong>VGB</strong>-S-033-00-2017-07-DE<br />
DIN A4, 106 Pa ges, Pri ce for <strong>VGB</strong> mem bers € 180,–, for non mem bers € 240,–, + VAT, ship ping and hand ling.<br />
DIN A4, 106 Pages, Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der € 180.–, für Nicht mit glie der € 240,–, + Ver sand kos ten und MwSt.<br />
European legislation strictly distinguishes between the characteristics and the utilization of work equipment<br />
(“New Approach”). Products placed on the market can be considered in general as safe<br />
(Directive 2001/95/EC on general product safety).<br />
Products as well are subject to specific safety requirements imposed by Community legislation (CE directives).<br />
Employers can assume that work equipment is safe within the boundaries defined by the manufacturer.<br />
For subcontracted parts, manufacturers can refer to provided certificates and documentation.<br />
In this context, hydropower generation bears some specifics in terms of technology, operational conditions,<br />
regulatory framework and external influences.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech and experts from various companies agreed to develop a practical guideline to this complex matter for<br />
hydropower operating companies and manufacturers.<br />
This first English edition is based on the second German edition, which includes the outcomes of a comprehensive review<br />
performed by the original authors.<br />
<strong>VGB</strong>-Standard<br />
Interaction of Conformity<br />
Assessment and Industrial<br />
Safety in Hydropower Plants<br />
1 st English edition, 2017<br />
<strong>VGB</strong>-S-033-00-2017-07-EN<br />
This document is intended to support the involved parties in achieving compliance for all regulatory requirements and to foster a cooperative<br />
project realization.<br />
The guidance provided in this document assumes the correct technical characteristics for all components of a product.<br />
Chapter 4 provides a general overview on hydropower generation, which allows a first introduction into this complex matter,<br />
while the remaining chapters are essential.<br />
In Chapter <strong>11</strong>, practical hydropower examples are described.<br />
47
Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Metallische Latentwärmespeicher zur<br />
Flexibilisierung industrieller<br />
Heizkraftwerke<br />
Lars Komogowski, Eva Faust, Stefan Beer, Daniel Hummel, Dirk Behrens, Karsten Riedl,<br />
Gerhard Wolf und Shashank Deepak Prabhu<br />
Abstract<br />
Metal based latent heat storages to<br />
flexibilize industrial cogeneration plants<br />
Many industrial processes require an non interruptable<br />
supply of process steam, which is usually<br />
produced by combined heat and power<br />
plants. In the case of a power plant shutdown,<br />
fossil-fired auxiliary boilers ensure continuous<br />
steam supply. Their characteristic start-up behaviour<br />
is intended to provide a smoothchange<br />
from power plant steam to auxiliary steam supply.<br />
In order to be able to cover also unplanned<br />
outages, auxiliary boilers are often operated at<br />
minimum load, since steam delivery typically<br />
decreases rapidly within a few minutes during<br />
power plant shut down.<br />
The permanent minimum load operation of the<br />
auxiliary boilers causes high fuel consumption,<br />
especially the process steam generated is associated<br />
with significantly higher costs and, in the<br />
case of regenerative cogeneration plants, with<br />
significantly higher CO 2 emissions when fossilfuelled<br />
auxiliary boilers are used.. The emission<br />
reduction target by the German Government<br />
and a stagnating share of renewable energies of<br />
6 % are in a clear conflict due to the lack of alternatives<br />
in conventional process steam backing<br />
[1].<br />
Latent high power storage with metallic phasechange<br />
materials are capable of providing process<br />
steam at different temperature and pressure<br />
levels with the simplest system components.<br />
The storage bridges the time between<br />
power plant shut down and start-up of the auxiliary<br />
boiler. The permanent minimum load<br />
operation becomes obsolete, fuel is saved and<br />
the CHP decoupling is successively increased. l<br />
Autoren<br />
Lars Komogowski<br />
Gerhard Wolf<br />
Shashank Deepak Prabhu<br />
Fraunhofer UMSICHT<br />
Institutsteil Sulzbach-Rosenberg<br />
Sulzbach-Rosenberg, Deutschland<br />
Eva Faust<br />
enolcon GmbH<br />
Bietigheim-Bissingen, Deutschland<br />
Prof. Dr.-Ing. Stefan Beer<br />
Daniel Hummel<br />
Ostbayerische Technische Hochschule<br />
Amberg-Weiden, Amberg, Deutschland<br />
Dirk Behrens<br />
Dr.-Ing. Karsten Riedl<br />
Uniper Technologies GmbH<br />
Gelsenkirchen, Deutschland<br />
Das vorgestellte Speicherkonzept ist nicht<br />
nur technisch, sondern auch wirtschaftlich<br />
wettbewerbsfähig, auch wenn der Preis für<br />
die eingesetzte Metalllegierung um ein Vielfaches<br />
höher sein kann als für vergleichbare<br />
Salze.<br />
Viele industrielle Prozesse benötigen eine unterbrechungsfreie<br />
Versorgung mit Prozessdampf,<br />
welche in der Regel durch Heizkraftwerke<br />
sichergestellt wird. Im Falle einer<br />
Kraftwerksabfahrt übernehmen meist fossil<br />
befeuerte Besicherungskessel diese Aufgabe.<br />
Durch ihr charakteristisches Anfahrverhalten<br />
soll ein möglichst nahtloser Übergang der<br />
Versorgung von Kraftwerk auf Kessel gewährleistet<br />
werden. Um selbst ungeplante<br />
Ausfälle des Heizkraftwerks abfangen zu<br />
können, werden Besicherungskessel in der<br />
Regel in Mindestlast betrieben, da die Dampflieferung<br />
bei Kraftwerksabfahrt typischerweise<br />
innerhalb weniger Minuten rapide abnimmt.<br />
Gerade der permanente Mindestlastbetrieb<br />
der Besicherungskessel erzeugt hohe Brennstoffverbräuche,<br />
zumal der dadurch erzeugte<br />
Prozessdampf mit deutlich höheren Kosten<br />
und im Falle regenerativer Heizkraftwerke<br />
der fossile Besicherungsbrennstoff mit deutlich<br />
höheren CO 2 -Emissionen behaftet ist.<br />
Das von der Bundesregierung vorgegebene<br />
Emissionsreduktionsziel und ein seit Jahren<br />
stagnierender Anteil Erneuerbarer Energien<br />
an der erzeugten Prozesswärme von etwa<br />
6 %, stehen aufgrund fehlender Alternativen<br />
bei der konventionellen Prozessdampfbesicherung<br />
in eindeutigem Konflikt [1].<br />
Hochleistungswärmespeicher mit metallischen<br />
Phasenwechselmaterialien sind in der<br />
Lage, Prozessdampf auf verschiedenen Temperatur-<br />
und Druckniveaus mit einfachsten<br />
Systemkomponenten bereitzustellen. Der<br />
Speicher kann die Zeit zwischen Abfahrt des<br />
Kraftwerks und der Anfahrt des Besicherungskessels<br />
überbrücken. Der permanente<br />
Mindestlastbetrieb des Besicherungskessels<br />
wird überflüssig und wertvoller fossiler<br />
Brennstoff eingespart.<br />
Motivation<br />
Dieser Beitrag schildert die Untersuchung<br />
und Entwicklung von latenten thermischen<br />
Energiespeichern (LTES) unter Verwendung<br />
von Metalllegierungen als Phasenwechselmaterialien<br />
(PCM) für die Integration<br />
in Industrie- und Heizkraftwerke<br />
im Rahmen des vom BMBF geförderten<br />
Verbundprojektes TheMatIK, welches bis<br />
Ende <strong>2019</strong> andauert. Näher erläutert wird<br />
die praktische Umsetzung eines Speichersystems<br />
im Technikumsmaßstab zur Integration<br />
in industrielle Prozessdampfnetze<br />
zur direkten Erzeugung von unter Druck<br />
stehendem, überhitztem Dampf. Ziel dieser<br />
Speicherentwicklung ist es, fossil befeuerte<br />
Besicherungskessel teilweise zu<br />
substituieren und somit die konventionelle<br />
Prozessdampfbesicherung effizienter zu<br />
gestalten.<br />
Die genaue Ausführung der Prozessdampfbesicherung<br />
variiert stark. In vielen Fällen<br />
sind dem eigentlichen Heizkraftwerk, welches<br />
neben den industriellen Verbrauchern<br />
auch das öffentliche Stromnetz beliefern<br />
kann, mehrfach redundante Besicherungskessel<br />
nachgeschaltet. Separate Industriekraftwerke<br />
sind meist ebenfalls durch Kessel<br />
besichert, unterliegen jedoch nicht einer<br />
wirtschaftlichen Abhängigkeit der<br />
Preise im öffentlichen Stromnetz. Unabhängig<br />
davon wie das Kraftwerk befeuert<br />
wird, ob konventionell oder regenerativ,<br />
bilden Erdgas und Heizöl nach wie vor die<br />
vorherrschenden Brennstoffe von Besicherungskesseln,<br />
da hohe Lastrampen für die<br />
konstante Prozessdampfversorgung essentiell<br />
sind.<br />
Die Wirtschaftlichkeit fossil befeuerter<br />
Heizkraftwerke ist stark abhängig vom erzielbaren<br />
Strompreis am Markt. Der zunehmende<br />
Anteil Erneuerbarer Energien im<br />
deutschen Netz, der seit 1991 gesetzlich<br />
gefördert wird, stellt deren Konstantbetrieb<br />
vor Herausforderungen. Steigende brennstoff-<br />
sowie emissionsbezogene Kosten erschweren<br />
zusätzlich einen wirtschaftlichen<br />
Betrieb mit fossilen Brennstoffen.<br />
Prozessdampf ist die wertvollste Form der<br />
thermischen Energieversorgung von Industrie-<br />
und Heizkraftwerk für angeschlossene<br />
Industrieprozesse. Die Gründe für die<br />
Abfahrt des Regelversorgers sind vielschichtig.<br />
Können wartungsbedingte sowie<br />
strommarktbedingte Abfahrten mit einer<br />
gewissen Vorlaufzeit versehen werden,<br />
führen plötzliche Anlagenausfälle zu raschen<br />
Einbrüchen im Prozessdampfnetz.<br />
Um diese Einbrüche effektiv abfangen zu<br />
48
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke<br />
können, werden die Besicherungskessel oft<br />
in Mindestlast betrieben und erzeugen somit<br />
parallel zum Kraftwerk Prozessdampf,<br />
auch wenn dies für die Versorgungsaufgabe<br />
nicht erforderlich ist. Mit Beginn der<br />
Abfahrt des Kraftwerks werden die Besicherungskessel<br />
in den Volllastbetrieb überführt<br />
und übernehmen die gesamte Produktion<br />
des Prozessdampfes. Der mit niedrigem<br />
Wirkungsgrad behaftete Teillastbetrieb<br />
als auch der niedrige exergetische<br />
Wirkungsgrad aufgrund fehlender Kuppelprodukte<br />
führt zu vergleichsweise hohen<br />
zusätzlichen operativen Kosten.<br />
Den Permanentbetrieb der Besicherungskessel<br />
in Mindestlast können metallbasierte<br />
LTES gerade durch ihre hohe Dynamik<br />
überflüssig machen. Die charakteristisch<br />
hohen Wärmeleitfähigkeiten von Metalllegierungen<br />
ermöglichen einfache Speicherausführungen,<br />
wohingegen Salze als Speichermedium<br />
zusätzliche Strukturen zur<br />
Verbesserung des Wärmeübertragungsverhaltens<br />
benötigen [2]. Die Verdampfung<br />
erfolgt in beiden Fällen direkt im Inneren<br />
des LTES, welcher im untersuchten Konzept<br />
einem typischen Rohrbündelwärmeübertrager<br />
ähnelt, während bspw. sensible<br />
TES mit Schüttgütern einen zweiten Wärmeübertrager<br />
zur Verdampfung benötigen<br />
[3]. Systeme mit chemischen Reaktionen<br />
stehen vor Herausforderungen wie der Agglomeration<br />
oder dem Zerfall des Speichermaterials,<br />
so dass aktive Speicherkonzepte<br />
[4, 5] oder eine Beschichtung des<br />
Speichermaterials [6] erforderlich sind.<br />
Die Zyklenzahl spielt beim LTES-Einsatz<br />
zur Prozessdampfbesicherung eine untergeordnete<br />
Rolle, da die Differenz der Prozessdampferzeugungskosten<br />
zwischen<br />
Kraftwerk und Besicherungskessel sowie<br />
die verfolgte Betriebsstrategie entscheidend<br />
sind.<br />
Projektinhalt und -ergebnisse<br />
Die Ergebnisse des vorgestellten Verbundprojektes<br />
adressieren die Entwicklungsebenen<br />
Material, Komponenten sowie System<br />
und gliedern sich in sieben Arbeitspakete,<br />
die in Ta b e l l e 1 aufgeführt sind.<br />
Beginnend mit einer Vorauswahl möglicher<br />
Optionen für die Speicherintegration<br />
und anschließender Bewertung, sind Anforderungsprofile<br />
erstellt worden. Aufgrund<br />
der Bewertungsergebnisse wurde<br />
ein Speicherkonzept für die Integration in<br />
ein industrielles Prozessdampfnetz entwickelt.<br />
Um alle Integrationsanwendungen<br />
abzudecken, wurden Metalllegierungen im<br />
Temperaturbereich zwischen 250 °C und<br />
550 °C als mögliche PCM in Kombination<br />
untersucht. Zur Speicherauslegung finden<br />
zunächst Strömungssimulationen (engl.<br />
Computational Fluid Dynamics, kurz CFD)<br />
der gekoppelten Direktverdampfung und<br />
des Phasenübergangs des metallischen<br />
Speichermaterials statt. Die Ergebnisse<br />
münden in einem Versuchsspeicher mit ca.<br />
Tab. 1. Arbeitspakete und betroffene Entwicklungsebenen.<br />
Arbeitspaket Bezeichnung Entwicklungsebene<br />
1 Integrationskonzepte & Anforderungsprofile System<br />
2 Metallische Phasenwechselmaterialien Material<br />
3 Strömungssimulation Material, Komponente<br />
4 Verkapselung Material, Komponente<br />
5 Prüfstand Komponente<br />
6 Zyklenstabilität Material, Komponente<br />
Tab. 2. Übersicht der Rangfolge möglicher Integrationsanwendungen nach Ausschluss und<br />
Bewertung anhand der Saaty-Methode.<br />
Nr. Integration Wärmeträgerfluid<br />
(Beladung/<br />
Entladung)<br />
1<br />
Prozessdampfbesicherung<br />
1.000 kg der Metalllegierung ZnAl6, welcher<br />
integriert in einen eigens dafür konzipierten<br />
Prüfstand die Funktionalität des<br />
entwickelten Speicherkonzeptes unter Einsatzbedingungen<br />
nachweist (TRL 5). Die<br />
Versuchsergebnisse fließen direkt in dynamische<br />
Prozesssimulationen ein, welche<br />
die Systemintegration des LTES in ein reales<br />
Prozessdampfnetz nachbilden. Sowohl<br />
ökonomische als auch ökologische Aspekte<br />
schließen anhand einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung<br />
mit inkludierter Potenzialanalyse<br />
des Speicherkonzeptes unter Berücksichtigung<br />
der Entwicklung des<br />
deutschen Energiemarktes das Verbundprojekt<br />
ab.<br />
Temperaturbereich<br />
in °C<br />
(Quelle/Senke)<br />
Druckbereich<br />
in barü<br />
(Quelle/Senke)<br />
Dampf/Wasser 410/296 55/44<br />
2 Hilfskesselersatz Dampf/Wasser 320/270 45/14<br />
3 Mühlenluftvorwärmung<br />
Rauchgas/<br />
Umgebungsluft<br />
350/280 0/0<br />
Integrationskonzepte und<br />
Anforderungsprofile<br />
Thermische Energiespeicher zur Steigerung<br />
der Effizienz von Kraftwerken konzentrieren<br />
sich häufig auf die Beeinflussung<br />
des Wasser-Dampf-Kreislaufes im HDund<br />
MD-Teil und somit auf die eigentliche<br />
Stromerzeugung [7]. Dies bedingt meist<br />
eine komplexe Prozessintegration und negiert<br />
die Speicherfähigkeit der vorhandenen<br />
Komponenten des Wasser-Dampf-<br />
Kreislaufes.<br />
Daher konzentriert sich das Verbundprojekt<br />
auf die Untersuchung von Integrationsmöglichkeiten<br />
ohne eine Rückführung<br />
des Dampfes zur Stromerzeugung. Die<br />
identifizierten Möglichkeiten wurden anschließend<br />
mit dem analytischen Hierarchieprozess,<br />
auch bekannt als Saaty-Methode<br />
[8] bewertet. Ziel dieser Methode ist<br />
mit Hilfe einer sogenannten Fundamentalskala<br />
paarweise Vergleiche vordefinierter<br />
Zielkriterien und Alternativen möglichst<br />
objektiv zu bewerten.<br />
Als Zielkriterien werden u.a. thermodynamische<br />
Aspekte, wie Druck, Temperatur<br />
oder benötigte Speicherkapazität, als auch<br />
prozesstechnische Begebenheiten betrachtet.<br />
Die Bewertung der Optionen ergab<br />
letztendlich die in Ta b e l l e 2 aufgeführte<br />
Rangfolge.<br />
Neben der bereits beschriebenen Prozessdampfbesicherung<br />
ergab die Vorauswahl<br />
zwei weitere Integrationsanwendungen,<br />
welche einer Bewertung unterzogen wurden.<br />
Die Mühlenluftvorwärmung ist eine<br />
spezifische Anwendung für Steinkohlekraftwerke,<br />
bei der der LTES, beladen über<br />
Rauchgas, bei erneuter Kraftwerksanfahrt<br />
Umgebungsluft zur Vorkonditionierung der<br />
Steinkohle vorwärmt. Bei dem Hilfskesselersatz<br />
übernimmt der LTES die Produktion<br />
von Frischdampf zum Anstoßen der Dampfturbine<br />
bei erneuter Kraftwerksanfahrt und<br />
übergibt dann an den eigentlichen Dampfkessel.<br />
Alternativ oder je nach Dimensionierung<br />
kann der LTES auch zusätzlich die<br />
Warmhaltung verschiedener Komponenten<br />
während des Kraftwerkstillstands übernehmen.<br />
Die Prozessdampfbesicherung als<br />
höchstbewertete Integration wurde detailliert<br />
auf theoretische (Strömungs- & Prozesssimulationen)<br />
und praktische Aspekte<br />
(Prüfstand) untersucht. Die Mühlenluftvorwärmung<br />
und der Hilfskesselersatz fanden<br />
hingegen Berücksichtigung bei der<br />
Ausarbeitung von Anforderungsprofilen<br />
(siehe Ta b e l l e 3 ) und der Identifikation<br />
möglicher Metalllegierungen als PCM mit<br />
dazugehörigen Verkapselungen.<br />
Zur Erläuterung der Integrationsanwendungen<br />
wurden Anforderungsprofile erstellt.<br />
Diese Profile legen fest, welche Faktoren<br />
erfüllt sein müssen, um die unterschiedlichen<br />
Spezifikationen zu erfüllen,<br />
die durch die Integrationsbedingungen<br />
vorgegeben sind.<br />
Metallische Phasenwechselmaterialien<br />
Entsprechend der ermittelten Integrationsanwendungen<br />
sind Metalllegierungen mit<br />
einer Phasenwechseltemperatur zwischen<br />
250 °C und 550 °C ermittelt und untersucht<br />
49
Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Tab. 3. Inhalt der definierten Anforderungsprofile.<br />
Anforderungen<br />
Betriebsparameter<br />
Speicherauslegung<br />
Speichersystem<br />
Einbindung<br />
worden. Die Legierungsbestandteile sind<br />
hauptsächlich Aluminium (Al), Kupfer<br />
(Cu), Magnesium (Mg), Nickel (Ni), Blei<br />
(Pb), Antimon (Sb), Silizium (Si) und Zink<br />
(Zn). Die wichtigsten Materialeigenschaften<br />
eines PCM sind unterteilbar in thermodynamische<br />
und technische Eigenschaften<br />
und lauten wie folgt:<br />
––<br />
thermodynamisch:<br />
Phasenwechseltemperatur, Phasenwechselenthalpie,<br />
Wärmeleitfähigkeit (fest<br />
und flüssig), Wärmekapazität (fest und<br />
flüssig), Dichte (fest und flüssig), thermische<br />
Ausdehnung<br />
––<br />
technisch:<br />
Zyklenstabilität, Eutektikum, Toxizität<br />
Die Legierungsbildung erfolgte in einem<br />
Induktionsofen unter inerter Atmosphäre<br />
im Maßstab von ca. 200 ml. Aus dieser<br />
Rohlegierung wurden Proben für die Verkapselungstests<br />
sowie für die thermomechanischen<br />
und optischen Analysen erstellt.<br />
Zur Bestimmung der thermodynamischen<br />
Eigenschaften wurden die Messgeräte<br />
aus Ta b e l l e 4 verwendet. Die Materialdichten<br />
lassen sich anhand von Literaturdaten<br />
der einzelnen Legierungselemente<br />
berechnen.<br />
Die durchgeführte Recherche ergab ca. 25<br />
Legierungen mit einer eutektischen Temperatur<br />
zwischen 252 °C und 548 °C. Die<br />
acht aufgrund ihrer thermodynamischen<br />
und technischen Eigenschaften vielversprechendsten<br />
Kandidaten sind anhand<br />
der genannten Messtechnik charakterisiert<br />
und in Kombination mit verschiedenen<br />
Verkapselungsmaterialien auf Zyklenstabilität<br />
getestet worden. Für den Einsatz im<br />
Versuchsspeicher dient die Legierung<br />
ZnAl6. Ihre Phasenwechseltemperatur von<br />
381 °C fügt sich vorteilhaft zwischen die<br />
Temperatur der Wärmequelle von 410 °C<br />
und der Wärmesenke von 296 °C.<br />
Die in Ta b e l l e 5 und B i l d 1 dargestellten<br />
thermodynamischen Eigenschaften<br />
veranschaulichen die Vor- und Nachteile<br />
von Metalllegierungen als PCM. B i l d 1<br />
Faktoren<br />
Temperatur, Druck, Massenfluss, verfügbare Leistung<br />
Speicherkapazität, Dauer der Be- & Entladung, Leistung der Be- & Entladung,<br />
Zyklenzahl, geforderte Dynamik<br />
Dämmung, Besonderheiten bei Be- & Entladung, Rückführung des Wärmeträgerfluids<br />
notwendige Anpassungen, zusätzliche Systemtechnik, Adaptierbarkeit, Platzbedarf<br />
Tab. 4. Messtechnik zur Ermittlung der thermodynamischen Eigenschaften.<br />
Messmethodik Messwerte Messgerät<br />
Simultane thermische Analyse<br />
(STA)<br />
Dynamische Differenzkalorimetrie<br />
(DSC)<br />
Phasenwechseltemperatur,<br />
Phasenwechselenthalpie<br />
Phasenwechseltemperatur,<br />
Phasenwechselenthalpie,<br />
spez. Wärmekapazität<br />
NETZSCH STA 409 PC Luxx<br />
NETZSCH DSC 204 Phoenix F1<br />
Laser Flash Analyse (LFA) Temperaturleitfähigkeit NETZSCH LFA 467 HyperFlash<br />
Dilatometrie Thermische Ausdehnung Linseis DIL L75 JD<br />
Tab. 5. Messwerte der thermodynamischen<br />
Eigenschaften der ausgewählten<br />
Metalllegierung ZnAl6.<br />
Parameter Wert Einheit<br />
Phasenwechseltemperatur<br />
grav. Phasenwechselenthalpie<br />
spez. Wärmekapazität<br />
(s/l)<br />
thermische<br />
Leitfähigkeit (s/l)<br />
381 °C<br />
<strong>11</strong>0 kJ/kg<br />
0,66/0,93 kJ/kgK<br />
70/140 W/mK<br />
Dichte (s/l) 6320/6870 kg/m³<br />
s: solid, l: liquid<br />
∆ pw h v /kWh . m -3<br />
500<br />
450<br />
400<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
MgCl 2 +KCl+NaCl<br />
Natriumnitrat<br />
vergleicht zwischen einer Auswahl von Metalllegierungen<br />
und teils bereits kommerziell<br />
genutzten Salzen als sensible und latente<br />
Speichermaterialien. Die hohen thermischen<br />
Leitfähigkeiten der Metalllegierungen<br />
sind vorteilhaft zur Erfüllung der<br />
dynamischen Anforderungen der Prozessdampfbesicherung<br />
und aufgrund ihrer typischen<br />
Dichten können hohe volumetrische<br />
Speicherkapazitäten erreicht werden.<br />
Dies spart einerseits Platz und verringert<br />
den Materialaufwand des Speicherbehälters<br />
bzw. der Verkapselung. Andererseits<br />
führen die vergleichsweise geringeren gravimetrischen<br />
Phasenwechselenthalpien<br />
und spezifischen Wärmekapazitäten zu einer<br />
höheren Masse, die zur Speicherung<br />
einer bestimmten Menge an thermischer<br />
Energie benötigt wird. Dies beeinflusst natürlich<br />
direkt die Materialkosten.<br />
Da für die Prozessdampfbesicherung eine<br />
hohe Dynamik des Wärmespeichers von<br />
hoher Bedeutung ist und hohe Speicherkapazitäten<br />
geringere Investitionskosten für<br />
das Speichermaterial bedeuten, gilt Quadrant<br />
I in B i l d 1 als Optimum. Die für erste<br />
praktische Untersuchungen ausgewählte<br />
Legierung ZnAl6 befindet sich zwar knapp<br />
unterhalb dieses Zielquadranten, besitzt<br />
im Vergleich zu bereits als PCM eingesetzten<br />
Salzen jedoch eine höhere volumetrische<br />
Speicherkapazität und eine deutlich<br />
höhere Wärmeleitfähigkeit. Diese muss bei<br />
Materialien des III. Quadranten zumindest<br />
in Bezug auf dynamische Anwendungsfälle<br />
durch anderweitige Maßnahmen kompensiert<br />
werden.<br />
Strömungssimulation<br />
Die instationären und gekoppelten Strömungs-<br />
und Wärmeübertragungsvorgänge<br />
in PCM, Wärmeträgerrohrwand und Wärmeträgerfluid<br />
sind mit analytisch-empirischen<br />
Methoden nur näherungsmäßig vorherzusagen.<br />
Zum besseren Verständnis der<br />
zugrundeliegenden Transportvorgänge<br />
und zur bedarfsgerechten Auslegung und<br />
Dimensionierung des entwickelten Speicherkonzepts<br />
wurde mit Hilfe der quelltextoffenen<br />
Finite-Volumen-Bibliothek<br />
OpenFOAM ® ein neuartiges Modell implementiert.<br />
50<br />
Solarsalz<br />
Kaliumnitrat<br />
0<br />
0,1 1 10 100 1.000<br />
s /W . m -1 . K -1<br />
AI68.5Cu26.5Si5<br />
AIMg35.8<br />
ZnAI6<br />
ZnMg46.3<br />
Bild 1. Auswahl möglicher Metalllegierungen als PCM und bekannte Salze im Vergleich.<br />
50
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke<br />
Ø 0,154<br />
Ø 0,2<br />
Ø 0,0154<br />
Ø 0,18<br />
Ø 0,4<br />
Bild 2. Links: Typische Geometrie eines<br />
Rohrbündelwärmeübertragers<br />
Rechts: Verwendetes Monorohr für CFD<br />
und Prüfstand Angaben jeweils in m.<br />
Die Transportvorgänge im PCM werden<br />
durch inkompressible und instationäre<br />
Massen-, Impuls- und Energieerhaltungsgleichungen<br />
beschrieben, wobei das<br />
Schmelzen bzw. Erstarren mithilfe der Enthalpie-Porositätsmethode<br />
dargestellt wird.<br />
Die Wärmeleitung der Wärmeträgerrohrwand<br />
wird anhand der Laplace-Gleichung<br />
modelliert. Ein Euler-Euler-Mehrphasenlöser,<br />
erweitert um Austauschterme zwischen<br />
den Phasen zur Berücksichtigung von Verdampfung<br />
und Kondensation beschreibt<br />
die Transportvorgänge des Wärmeträgerfluids.<br />
Die Einzellöser werden sequentiell<br />
ausgeführt und anhand von Robin-Robin-<br />
Randbedingungen für Temperatur und<br />
Wärmestrom gekoppelt. Zur Darstellung<br />
des Versuchsspeichers dient die in B i l d 2<br />
vereinfachte Form eines Rohrbündelwärmeübertragers<br />
in Monorohrausführung.<br />
Dies stellt die kleinstmögliche Einheit des<br />
entwickelten Speicherkonzeptes dar und<br />
ermöglicht, insbesondere unter der Annahme<br />
von Achsensymmetrie, die Erprobung<br />
und Validierung des Modells bei vergleichsweise<br />
geringem Rechenaufwand. Für die<br />
durchgeführten Berechnungen wurden die<br />
Zeitschritte adaptiv so bestimmt, dass eine<br />
Courant-Zahl von 0,2 erreicht wurde. Die<br />
Simulationsdauer betrug 1.000 s. Die räumliche<br />
Diskretisierung erfolgte zweiter Ordnung,<br />
während die zeitabhängigen Terme<br />
anhand eines Rückwärts-Eulerschemas diskretisiert<br />
wurden.<br />
Zu Beginn der Entladung des Speichers befindet<br />
sich das PCM im flüssigen Zustand.<br />
Das Speisewasser wird vom Speicherboden<br />
mit 0,4 m/s, 180 °C und 43 bar zugeführt.<br />
Die Temperaturfelder in B i l d 3 zeigen,<br />
dass der Versuchsspeicher in der Lage ist<br />
überhitzten Dampf innerhalb von wenigen<br />
Sekunden bereitzustellen. Während der<br />
gesamten Simulationszeit tritt überhitzter<br />
Dampf aus dem Speicher aus. Der Flüssigkeitsvolumenanteil<br />
des PCM beträgt bei<br />
960 s 0,32, so dass dieser Anteil für die weitere<br />
Wärmeversorgung zur Verfügung<br />
steht. Ausstehend ist die Validierung des<br />
Simulationsmodells mit Messdaten des<br />
Versuchsspeichers.<br />
120 s 240 s 360 s 480 s<br />
600 s 720 s 840 s 960 s<br />
Bild 3. Konjugierte Wärmeübertragungssimulation des Entladevorgangs eines metallischen<br />
Hochtemperatur-Latentwärmespeicher-Versuchsspeichers mit Direktverdampfung [9].<br />
diese auch Verkapselung genannt. Zwar<br />
fokussiert sich die Ausarbeitung des Speicherkonzeptes<br />
für die Prozessdampfbesicherung<br />
auf eine Rohrbündelgeometrie,<br />
jedoch ist es gerade bei gasgeführten Anwendungen<br />
sinnvoll die wärmeübertragende<br />
Fläche als auch die Führung des<br />
Wärmeträgerfluids anzupassen. Abhängig<br />
von der gewählten Metalllegierung und deren<br />
Legierungselementen, kann es zwischen<br />
dem flüssigen PCM und dem Verkapselungswerkstoff<br />
zu Korrosionserscheinungen<br />
kommen. Innerhalb der Projektphase<br />
wurden acht verschiedene Metalllegierungen<br />
in Kombination mit verschiedenen<br />
Verkapselungswerkstoffen untersucht.<br />
Als alternatives Verkapselungsgeometrie<br />
wurden Kugeln definiert. Die Legierungen<br />
werden dabei flüssig in zuvor aufgebohrte<br />
Kugeln gefüllt und abschließend wieder<br />
verschweißt.<br />
Tab. 6. Komponenten des Prüfstandes und deren Betriebsparameter.<br />
Speicher<br />
Bisher wurden mehrere Verkapselungstests<br />
mit dem beschriebenen Verfahren<br />
durchgeführt. Eine ausführliche Beprobung<br />
der Verkapselungen in einem Testspeicher<br />
steht zum aktuellen Zeitpunkt<br />
noch aus, da die Verwendung der Monorohrgeometrie<br />
und dessen Implementierung<br />
in einem Versuchsspeicher vorrangig<br />
bearbeitet wurden.<br />
Prüfstand und erster Versuchsbetrieb<br />
Zur Untersuchung des Versuchsspeichers<br />
unter realen Einsatzbedingungen wurde<br />
ein Prüfstand zur Nachbildung der Prozessdampfbesicherung<br />
aufgebaut. Dieser<br />
Prüfstand reproduziert die Entladung des<br />
Versuchsspeichers und dient zur Validierung<br />
der Strömungssimulationen. Anschließend<br />
wird anhand der erzielten Ergebnisse<br />
die Speichergeometrie angepasst.<br />
Der Prüfstand besteht aus den in Ta b e l -<br />
l e 6 aufgeführten Komponenten und er-<br />
Komponente Betriebsparameter Kommentar<br />
Speisewassertank<br />
Speisewasserpumpe<br />
Strömungserhitzer<br />
Rückkühler<br />
≤ 550 °C<br />
≤ 55 barü<br />
≤ 90 °C<br />
≤ 0,5 barü<br />
≤ 0,3 m³/h<br />
≤ 90 °C<br />
≤ 140 barü<br />
23 kW<br />
≤ 230 °C<br />
≤ 55 barü<br />
≤ 450 °C<br />
≤ 10 bar<br />
Monorohr mit ca. 1.000 kg ZnAl6;<br />
31 kWh latente Speicherkapazität<br />
Messung von Temperatur und Druck im PCM und HTF;<br />
3-Zonen-Mantelheizung<br />
Temperatur in K<br />
650<br />
450<br />
Heizstab;<br />
Messung von Temperatur, Druck, Füllstand und elektrischer<br />
Leitfähigkeit;<br />
Ionenaustauscher<br />
Hubkolbenpumpe mit stufenloser Regelung<br />
Durchlauferhitzer<br />
Doppelrohr im Gegenstrom;<br />
Verbindung mit hausseitigem Kühlwasserkreislauf<br />
Verkapselung<br />
Wenn es sich bei der Umhüllung des PCM<br />
nicht um einen Vollspeicher handelt, wird<br />
Weitere MSR<br />
Volumenstromsensoren;<br />
weitere Druck- und Temperatursensoren;<br />
Stell- und Sicherheitsventile;<br />
Schlammabscheider<br />
51
Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Bild 4. Ansicht des fertiggestellten Prüfstandes (vertikales Speicherrohr im mittleren Bildabschnitt).<br />
T / o C , m/kg . h -1<br />
.<br />
450<br />
400<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
Ermittlung der Zyklenstabilität<br />
Um die Zyklenstabilität und damit die Eignung<br />
der identifizierten PCM in Verbindung<br />
mit unterschiedlichen Verkapselungswerkstoffen<br />
testen zu können, wurden<br />
Proben hergestellt. Die Legierungen<br />
werden dabei in Rohre von ca. 100 mm<br />
Länge und 25 mm Durchmesser gefüllt, die<br />
an beiden Enden verschweißt werden.<br />
(Bild 6).<br />
Die Proben werden im Hinblick auf ihre<br />
Langzeit- sowie ihre Zyklenstabilität untersucht.<br />
Die Langzeitexposition erfolgte über<br />
2.500 h im kontinuierlich flüssigen Zustand<br />
deutlich oberhalb der jeweiligen tatsächlichen<br />
Phasenwechseltemperatur. Der<br />
zyklische Test bildet die Integrationsbedingungen<br />
nach, indem die Proben über 45<br />
Minuten in einer heißen Ofenzone ausgelagert<br />
und über 15 Minuten an Luft abge-<br />
0<br />
0<br />
0 5 10 15 20 25<br />
t / min<br />
T Speisewasser T Dampf T_U PCM T_M PCM T_O PCM m p<br />
Bild 5. Entladungsversuch des Speichers mit ZnAl6.<br />
möglicht die Untersuchung aller in diesem<br />
Projekt identifizierten Metalllegierungen.<br />
Der Prüfstandsbetrieb ist in vier Betriebszustände<br />
(Inbetriebnahme, Beladung, Entladung<br />
& Außerbetriebnahme) und zwei<br />
Zwischenzustände unterteilt. Die beiden<br />
Zwischenzustände gewährleisten einen<br />
vollständig be- bzw. entladenen Speicherzustand.<br />
Diese sollen die Randbedingungen<br />
der CFD-Analysen zur Validierung des<br />
entwickelten Modells so gut wie möglich<br />
14<br />
12<br />
10<br />
p / barü<br />
widerspiegeln, indem ein vollständiges<br />
thermodynamisches Gleichgewicht des gesamten<br />
Speichers erreicht wird. Da die<br />
Entladung des Speichers in der realen Integration<br />
aufgrund der höheren Dynamik<br />
gegenüber der Beladung den kritischeren<br />
a)<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
Betriebszustand darstellt, ist ein Nachbilden<br />
der Beladung des Speichers mit Dampf<br />
nicht notwendig. Infolgedessen ist eine<br />
Mantelheizung ausreichend, um den Speicher<br />
auf bis zu 550 °C zu erwärmen und<br />
somit vollständig zu beladen.<br />
Der Prüfstand ist vollautomatisiert und bereits<br />
in Betrieb genommen (B i l d 4 ). Erste<br />
Versuche (B i l d 5 ) bestätigen die durchgeführten<br />
Strömungssimulationen und<br />
zeigen mit der Produktion von überhitztem<br />
Dampf die Eignung von Metalllegierungen<br />
als PCM für die Prozessdampfbesicherung.<br />
Die Verläufe aus Abbildung 5 zeigen einen<br />
ersten Versuchslauf des entwickelten Speicherkonzeptes.<br />
Die Temperatur des erzeugten<br />
Dampfes steigt dabei innerhalb<br />
kürzester Zeit auf eine Temperatur von<br />
über 340 °C, wobei bei diesem Versuchslauf<br />
noch keine konstante Eintrittstemperatur<br />
des Speisewassers bereitgestellt werden<br />
konnte. Die austretende Dampftemperatur<br />
kann über 20 min oberhalb der<br />
Senkentemperatur von 296 °C gehalten<br />
werden. Derzeit wird der Prüfstand anhand<br />
erster Erkenntnisse optimiert, um anschließend<br />
zur Validierung der Strömungsund<br />
Prozesssimulationen sowie zur vollständigen<br />
Charakterisierung des Speichersystems<br />
anhand der statistischen Versuchsplanung<br />
dienen zu können.<br />
b) c)<br />
Bild 6. Proben zur Durchführung der Langzeitund<br />
Zyklenstabilitätstests.<br />
Bild 7. Beispielhafte REM-Aufnahmen- und EDX-Mapping von drei<br />
Legierungs-/Verkapselungsproben<br />
a) Hochkorrosive Wechselwirkung;<br />
b) Korrosive Wechselwirkung mit Bildung einer Cr-Schicht;<br />
c) Keine korrosive Wechselwirkung<br />
52
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke<br />
Tab. 7. Ergebnisse der durchgeführten Stabilitätstests mit anschließender REM/EDX-Analyse.<br />
PCM / Verkapselung Stahl A Stahl B Stahl C<br />
ZnAl6 Hohe Reaktivität Niedrige Reaktivität Sehr niedrige Reaktivität<br />
AlMg35.8 Hohe Reaktivität Moderate Reaktivität Moderate Reaktivität<br />
ZnMg46.3 Sehr niedrige Reaktivität Sehr niedrige Reaktivität Sehr niedrige Reaktivität<br />
Al68.5Cu26.5Si5 Moderate Reaktivität Moderate Reaktivität Moderate Reaktivität<br />
kühlt werden, wobei die PCM-Füllung in<br />
1.000 Zyklen jeweils vollständig schmilzt<br />
und wieder erstarrt. erden. Nach diesen<br />
Auslagerungsbehandlungen, also entweder<br />
nach über 2.500 h oder 1.000 Zyklen,<br />
werden die Proben zersägt und nach<br />
Schliffherstellung in einem REM (Rasterelektronenmikroskop)<br />
mit integrierter<br />
EDX (energiedispersive Röntgenspektroskopie)<br />
untersucht. Beispielhafte REM-Aufnahmen<br />
und EDX-Mappings sind in B i l d 7<br />
dargestellt.<br />
Es bilden sich spröde FeAl-Phasen, die keine<br />
Diffusionsbarriere aufbauen, um ein<br />
Fortschreiten der korrosiven Wechselwirkung<br />
unterbinden zu können. Diese Tatsache<br />
ist anhand der qualitativen Beurteilung<br />
unterschiedlicher Proben in Ta b e l l e 7<br />
gut abzulesen. Sie stellen einen Auszug aus<br />
den Ergebnissen der optischen Analysen<br />
von vier Metalllegierungen in Kombination<br />
mit drei Stählen als Verkapselungswerkstoff<br />
nach der Langzeitbeprobung dar. Mit<br />
Ausnahme von ZnAl6 in Kombination mit<br />
Stahl C zeigen alle aluminiumreichen Legierungen<br />
reaktive Wechselwirkungen mit<br />
den unterschiedlichen Verkapselungsmaterialien.<br />
Das Ziel dieser Untersuchungen<br />
ist es, die bestgeeigneten Verkapselungswerkstoffe<br />
bezogen auf die Anwendungstemperaturen<br />
du das jeweilige metallische<br />
PCM zu ermitteln. Dabei sind natürlich<br />
Kostenfaktoren für den Verkapselungswerkstoff<br />
ebenfalls eine wichtige Größe.<br />
Bis zum Abschluss der Projektarbeiten<br />
Ende <strong>2019</strong> werden weitere Tests zur Erweiterung<br />
der Kombinationsmöglichkeiten<br />
von Legierungen und Verkapselungen in<br />
den betrachteten Temperaturbereichen<br />
durchgeführt.<br />
Prozesssimulationen und Potentialanalyse<br />
Mithilfe von statischen und dynamischen<br />
Prozesssimulationen soll das Systemverhalten<br />
des Prozessdampfnetzes bei LTES-<br />
Integration untersucht werden. Die Ermittlung<br />
des Ausspeicherverhaltens des LTES<br />
erfolgt mithilfe der durchgeführten Versuche<br />
am Prüfstand. Aus den Ergebnissen<br />
wird ein prozesstechnisches Modell abgeleitet.<br />
In der Prozesssimulation sollen realitätsnahe<br />
und repräsentative Szenarien<br />
untersucht werden. Dazu erfolgte eine Datenakquise<br />
möglichst aller prozessdampfnutzenden<br />
Industrieparks und Industrieheizkraftwerke<br />
in Deutschland. Diese<br />
werden anhand verschiedener Kriterien,<br />
wie ihrer Prozessdampfparameter, Dampfnetzabmessungen<br />
und Anzahl der Dampferzeuger,<br />
in unterschiedliche Cluster eingeteilt.<br />
Anhand des Datensatzes eines Clusters<br />
kann ein repräsentativer Beispiel-Park<br />
erstellt werden, der die Parks des jeweiligen<br />
Clusters stellvertretend abbildet. Dies<br />
erlaubt eine möglichst realitätsnahe Darstellung<br />
der Systemintegration und stellt<br />
die Untersuchungsszenarien dar. Dabei<br />
wird der Fall der Kraftwerksabschaltung<br />
für die aktuelle Betriebsweise ohne LTES-<br />
Integration mit der vorgesehenen Betriebsweise<br />
mit LTES-Integration verglichen.<br />
Um das dynamische Verhalten von Kraftwerk,<br />
LTES, Besicherungskessel und dem<br />
eigentlichen Prozessdampfnetz nachzubilden,<br />
wurde anhand der recherchierten Daten<br />
ein Simulationsmodell mit ASPEN Plus<br />
Dynamics aufgebaut. Dieses Modell simuliert<br />
in verschiedenen Szenarien der verschiedenen<br />
Cluster die Kraftwerksabschaltung,<br />
die LTES-Entladung, die Anfahrt der<br />
Besicherungskessels sowie das Verhalten<br />
des Prozessdampfnetzes unter Berücksichtigung<br />
der Rohrgeometrie und -länge. Ventile<br />
am Ende des Netzes repräsentieren die<br />
Verbraucher. Das Modell ist vollständig an<br />
jedes Szenario anpassbar, so dass sowohl<br />
Anzahl und Lage der Wärmequellen/Erzeuger<br />
(Kraftwerk, LTES, Besicherungskessel),<br />
Wärmesenken/Verbraucher als<br />
auch die gesamte Geometrie und Länge<br />
variabel sind (B i l d 8 ).<br />
Die Untersuchungen haben gezeigt, dass<br />
die bei den Abnehmern auftretenden Leistungseinbrüche<br />
mithilfe des LTES in allen<br />
Fällen nahezu vollständig ausgeglichen<br />
werden können. Weiterhin hat sich gezeigt,<br />
dass Parks mit verhältnismäßig kleinen<br />
Erzeuger 1<br />
Dampfnetzabmessungen grundsätzlich<br />
störanfälliger auf einen Massenstromeinbruch<br />
reagieren, da die Pufferwirkung der<br />
Rohrleitungen hier geringer ausfällt, als<br />
bei großen Rohrleitungen. Hier bietet der<br />
Einsatz des LTES besonders hohe prozesstechnische<br />
Verbesserungen. Ebenso ist dies<br />
der Fall bei einem hohen Anteil ausfallender<br />
Dampferzeuger. Je mehr Erzeuger ausfallen,<br />
desto weniger kann der Massenstromeinbruch<br />
durch die anderen Erzeuger<br />
abgefangen werden. Auch hier bietet<br />
sich der LTES aus prozesstechnischer Sicht<br />
besonders an. Ebenfalls wurde gezeigt,<br />
dass es durch die LTES-Integration möglich<br />
ist, bei Substitution aller Erzeuger den<br />
Leistungseinbruch auf ein Niveau zu senken,<br />
dass das aktuelle Niveau beim Verweilen<br />
eines oder mehrerer Erzeuger im Betrieb<br />
übertrifft. Dadurch können potentiell<br />
neue Betriebsweisen erschlossen werden.<br />
In der Potentialanalyse wird u. a. das wirtschaftliche<br />
Einsparpotential untersucht.<br />
Dabei erfolgt eine Betrachtung aufgegliedert<br />
nach Größe des Industrieparks, dem<br />
Regel- und dem Besicherungsbrennstoff.<br />
Berücksichtigt wurden außerdem Rohstoffpreisentwicklungen<br />
sowie der Anstieg<br />
der CO 2 -Zertifikatspreise und das Einführen<br />
einer potentiellen CO 2 -Steuer. Alle angenommenen<br />
Kosten bzw. Einsparungen<br />
sind in Ta b e l l e 8 aufgeführt.<br />
Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung hat gezeigt,<br />
dass die Wirtschaftlichkeit gegeben<br />
ist und sehr kurze Amortisationszeiten<br />
möglich sind. Unter Annahme einer Lebensdauer<br />
von 1.000 Zyklen für den LTES,<br />
kann er umso mehr Gewinn erwirtschaften,<br />
je länger er zur Verfügung steht, also<br />
je weniger Zyklen er tatsächlich gefahren<br />
werden muss. Die Untersuchungen haben<br />
gezeigt, dass die Lebensdauer dabei kein<br />
Problem darstellt.<br />
Die wesentlichen Einsparungen entstehen<br />
durch die Differenz zwischen den Dampferzeugungskosten<br />
des Kraftwerks und de-<br />
Erzeuger 2<br />
LTES<br />
BK<br />
Verbraucher<br />
1<br />
Verbraucher<br />
2<br />
Verbraucher<br />
3<br />
Bild 8. Vereinfachtes Modell der dynamischen Prozesssimulation mit ASPEN Plus Dynamics.<br />
Tab. 8. Übersicht der entstehenden Kosten und erzielten Einsparungen durch die Integration<br />
des LTES.<br />
Kosten<br />
Einsparungen<br />
– Speicheraufbau – Besicherungsbrennstoff (Erdgas oder Heizöl)<br />
– Speicherintegration – Emissionen (abhängig vom Kraftwerk)<br />
– Speicherbetrieb<br />
(Brennstoff zur Dampfbeladung, Wartungskosten)<br />
– Wartungskosten Besicherungskessel<br />
(weniger Betriebsstunden pro Jahr)<br />
53
Metallische Latentwärmespeicher Zur Flexibilisierung industrieller Heizkraftwerke <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
nen der Besicherungskessel. Durch das<br />
Überführen der Besicherungskessel aus<br />
der permanenten Mindestlast in den<br />
Grundlastbetrieb übernimmt das Kraftwerk<br />
den verbleibenden Prozessdampfmassenstrom.<br />
Hier profitiert das Speicherkonzept<br />
vom oftmals günstigeren Regelbrennstoff,<br />
den schlechteren Wirkungsgraden<br />
der Besicherungskessel im Mindestlastbetrieb<br />
und dem deutlich besseren<br />
Brennstoffnutzungsgrad bei Dampfversorgung<br />
des Speichers durch Erhöhung der<br />
KWK-Auskopplung des Kraftwerks.<br />
Zusammenfassung<br />
Nach den bisherigen Ergebnissen des vorgestellten<br />
Verbundprojektes sind latente<br />
thermische Energiespeicher mit Verwendung<br />
von Metalllegierungen in der Lage,<br />
überhitzten Dampf innerhalb kürzester<br />
Zeit bereitzustellen. Darüber hinaus weist<br />
das entwickelte Speicherkonzept für den<br />
betrachteten Anwendungsfall der Prozessdampfbesicherung<br />
ein hohes wirtschaftliches<br />
Potential auf da,<br />
––<br />
der Speicher die Zeit zwischen der Abfahrt<br />
des Kraftwerks und der Anfahrt des<br />
Besicherungskessels überbrücken kann,<br />
––<br />
der permanente Mindestlastbetrieb des<br />
Besicherungskessels überflüssig wird,<br />
––<br />
wertvoller fossiler Brennstoff eingespart<br />
werden kann,<br />
––<br />
ein Beitrag zur Reduktion der CO 2 -Emissionen<br />
geleistet werden kann und<br />
––<br />
der Anteil an KWK-Wärme im Prozessdampf<br />
erhöht werden kann.<br />
Der nächste Entwicklungsschritt sieht die<br />
Integration eines Speichers in ein reales<br />
Prozessdampfnetz eines Industrieparks<br />
vor, wobei dessen einfache Skalierbarkeit<br />
von Vorteil ist. Darüber hinaus ermöglichen<br />
die entwickelten Simulationsmodelle<br />
eine kontinuierliche Verbesserung des<br />
Speicherkonzeptes im betrachteten Integrationsfall<br />
und liefern ebenso die Grundlage<br />
für die Anpassung und Entwicklung von<br />
metallischen LTES für andere Anwendungen.<br />
Danksagung<br />
Die Autoren bedanken sich beim Bundesministerium<br />
für Bildung und Forschung für<br />
die Förderung des Projektes TheMatIK im<br />
Rahmen der Förderinitiative „Materialforschung<br />
für die Energiewende“ (Förderkennzeichen<br />
03SF0541).<br />
Referenzen<br />
1. Maaßen C., Sandrock M., Fuß G.: Strategische<br />
Optionen zur Dekarbonisierung und effizienteren<br />
Nutzung der Prozesswärme und<br />
-kälte: Kurzgutachten 05.04.2018. Hamburg.<br />
2. Johnson M., Vogel J., Hempel M., Hachmann<br />
B., Dengel A.: Design of high temperature<br />
thermal energy storage for high power<br />
levels. Sustainable Cities and Society.<br />
2017;35:758–63. doi:10.1016/j.<br />
scs.2017.09.007.<br />
3. Heyde M. von der, Schmitz G.: Particle-Resolved<br />
CFD-Simulations of Thermal Energy<br />
Storage in Rock Beds. IRES 2017 Poster Exhibition<br />
<strong>2019</strong>. Düsseldorf.<br />
4. Mejía A.C., Schmidt M., Linder M.: Development<br />
of a moving bed reactor for thermochemical<br />
energy storage with Ca(OH)2/CaO.<br />
Düsseldorf; 13.03.<strong>2019</strong>.<br />
5. Angerer M., Becker M., Härzschel S., Kröper<br />
K., Gleis S., Vandersickel A., Spliethoff H.:<br />
Design of a MW-scale thermo-chemical energy<br />
storage reactor. Energy Reports. 2018;4:507–<br />
19. doi:10.1016/j.egyr.2018.07.005.<br />
6. Röglin H.: Vattenfall speichert Energie in<br />
Salz: Zehnmal effizienter als Wasser, vielfach<br />
reversibel. Energie. Markt. Wettbewerb.<br />
<strong>2019</strong>.<br />
7. <strong>VGB</strong>: Verbundvorhaben Partner-Dampfkraftwerk<br />
für die regenerative Stromerzeugung:<br />
(P-DKW); März 2016.<br />
8. Saaty R.W.: The Analytical Hierarchy Process:<br />
What it is and how it is used. Mathematical<br />
Modelling. 1987;Vol. 9:161–76.<br />
9. Hummel D., Stüber P., Beer S., Komogowski<br />
L.: Conjugated Heat Transfer Simulation of<br />
the Discharging Process of a Metal-based<br />
High-Temperature Latent Heat Thermal Energy<br />
Storage Test Bench with Direct Evaporation<br />
<strong>2019</strong>. Düsseldorf. l<br />
<strong>VGB</strong>-Standard<br />
Bestimmung der Messunsicherheit<br />
bei Abnahme- und Kontrollmessungen<br />
1. Ausgabe 2016 – <strong>VGB</strong>-S-020-00-2017-12-DE<br />
DIN A4, 98 Seiten, Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der* € 180,–, für Nicht mit glie der € 240,–, + Ver sand kos ten und MwSt.<br />
In den Regelwerken zu kraftwerkstechnischen Abnahmemessungen nimmt die Thematik der Messunsicherheitsbestimmung<br />
stets einen breiten Raum ein. Die prinzipiellen Methoden, die sich aus der mathematischen Statistik ableiten,<br />
werden in den einschlägigen Normen und Richtlinien sowie in der Fachliteratur ausführlich beschrieben.<br />
In der Praxis sind aber oftmals anlagentechnische Besonderheiten und Randbedingungen zu berücksichtigen,<br />
zu denen es keine allgemeingültigen Regeln gibt. An vielen Stellen müssen deshalb (subjektive) Annahmen<br />
getroffen werden, die sowohl ausreichende theoretische Kenntnisse als auch praktische Erfahrungen des<br />
jeweiligen Bearbeiters voraussetzen.<br />
Der vorliegende <strong>VGB</strong>-Standard möchte Anregungen, Hinweise und Empfehlungen zum Umgang mit dieser<br />
Thematik geben und dabei helfen, mit vergleichsweise geringem mathematischen Aufwand zu hinreichend<br />
genauen Ergebnissen bei der Messunsicherheitsbestimmung zu gelangen.<br />
Die zur Veranschaulichung herangezogenen Beispiele beziehen sich schwerpunktmäßig auf die Bestimmung der thermodynamischen Grundgrößen<br />
Druck und Temperatur. Darauf basierend wird auf Besonderheiten bei Netzmessungen und auf die praxisgerechte Behandlung korrelierender<br />
Messungen eingegangen. Weiterhin werden die Themen Massenstrommessung und elektrische Leistungsmessung angesprochen.<br />
Neben Erläuterungen zur Vorgehensweise beinhaltet dieser <strong>VGB</strong>-Standard einfache Berechnungsbeispiele aus der Praxis der Abnahme- und<br />
Kontrollmessungen sowie konkrete Hinweise zur Vermeidung von Messfehlern.<br />
Da auch die Messunsicherheitsabschätzung für betriebliche Messtechnik behandelt wird, beschränkt sich der Interessentenkreis für diesen Standard<br />
nicht auf den Bereich der Abnahme- und Kontrollmessungen. Eine weitere Zielgruppe sind z.B. die Anwender der VDI-Richtlinie 2048 und<br />
des darauf basierenden Standards <strong>VGB</strong>-S-009 zur Messdatenvalidierung, wobei eine Abschätzung der Konfidenzintervalle für die verwendeten<br />
Mess- und Hilfsgrößen erforderlich ist.<br />
* Für Ordentliche Mitglieder des <strong>VGB</strong> ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.<br />
<strong>VGB</strong>-Standard<br />
Bestimmung der<br />
Messunsicherheit<br />
bei Abnahme- und<br />
Kontrollmessungen<br />
Erste Ausgabe 2017<br />
<strong>VGB</strong>-S-020-00-2017-12-DE<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften<br />
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany<br />
Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop<br />
54
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Ölanalysen für Gasturbinen<br />
Ölanalysen als Bestandteil der<br />
Zustandsüberwachung von<br />
Gasturbinen<br />
Stefan Mitterer<br />
Abstract<br />
Oil analyses as part of the condition<br />
monitoring for gas turbines<br />
Modern turbine oils have to meet various requirements<br />
in order to remain in use for many<br />
years. However, oils age and absorb dust, water<br />
and air from the environment. This also changes<br />
their performance.<br />
If the oil no longer performs its tasks adequately,<br />
machine damage and breakdowns can occur<br />
and high costs can result from repairs and unscheduled<br />
machine downtimes. Regular oil<br />
analyses are an effective tool for reliably monitoring<br />
the condition of the gas turbine and the<br />
lubricant used.<br />
The most important test methods consider essential<br />
parameters that have a major influence<br />
on the operating time of an oil. These include<br />
air separation capacity, foaming behaviour,<br />
viscosity and additive degradation.<br />
At OELCHECK these and other values are considered<br />
in relation to each other and conclusions<br />
are drawn on the condition of the machine<br />
and the oil used. This means that an oil change<br />
or other measures can always be carried out<br />
when they are really necessary.<br />
l<br />
Autor<br />
Stefan Mitterer<br />
Leiter Service & Vertrieb<br />
OELCHECK GmbH<br />
Brannenburg, Deutschland<br />
Moderne Turbinenöle müssen diverse Anforderungen<br />
erfüllen, um über viele Jahre im<br />
Einsatz bleiben zu können. Aber Öle altern<br />
und nehmen z.B. Staub, Wasser und Luft aus<br />
der Umgebung auf. Dabei ändert sich auch<br />
ihre Performance.<br />
Wenn das Öl seine Aufgaben nicht mehr ausreichend<br />
erfüllt, können Maschinenschäden<br />
und ‐ausfälle auftreten und hohe Kosten<br />
durch Reparaturen und ungeplante Maschinenausfallzeiten<br />
entstehen. Um den Zustand<br />
der Gasturbine und des eingesetzten Schmierstoffs<br />
zuverlässig zu überwachen stellen regelmäßige<br />
Ölanalysen ein wirkungsvolles<br />
Tool dafür dar.<br />
Die wichtigsten Prüfverfahren betrachten<br />
wesentliche Parameter, die einen großen Einfluss<br />
auf die Einsatzzeit eines Öls haben.<br />
Hierzu zählen u. a. das Luftabscheidevermögen,<br />
das Schaumverhalten, die Viskosität<br />
und der Additivabbau.<br />
Bei OELCHECK werden diese und weitere<br />
Werte im Zusammenhang zueinander betrachtet<br />
und daraus Schlüsse auf den Zustand<br />
der Maschine und des verwendeten Öls<br />
gezogen. Damit können ein Ölwechsel oder<br />
weitere Maßnahmen immer dann durchgeführt<br />
werden, wenn sie wirklich notwendig<br />
sind.<br />
Turbinenschmieröle sind in Gasturbinen<br />
oft über viele Jahre im Einsatz und dabei<br />
unterschiedlichsten Belastungen wie hohen<br />
Temperaturen, Lufteintrag und Ablagerungen<br />
ausgesetzt. Turbinenöle sollten<br />
für den Langzeiteinsatz deswegen folgende<br />
Anforderungen erfüllen:<br />
––<br />
Hohe Oxidationsstabilität<br />
––<br />
Hervorragender Korrosionsschutz<br />
––<br />
Sehr gutes Luftabscheidevermögen<br />
––<br />
Niedrige Schaumneigung<br />
Wenn das Öl seine Aufgaben nicht mehr<br />
ordnungsgemäß erfüllt, können Maschinenschäden<br />
und -ausfälle auftreten und<br />
hohe Kosten durch Reparaturen und ungeplante<br />
Maschinenausfallzeiten entstehen.<br />
Auch die großen Ölfüllmengen von bis zu<br />
50.000 Litern, die bei einem Ölwechsel ersetzt<br />
werden müssen, lassen die Kosten<br />
schnell anwachsen.<br />
Um den Zustand der Gasturbine und des<br />
eingesetzten Öls zuverlässig zu überwachen,<br />
eignen sich regelmäßige Ölanalysen.<br />
Bei der Analyse stehen unter anderem die<br />
Oxidation, die Veränderung von Additiven,<br />
etwaiger Verschleiß sowie Verunreinigungen<br />
im Fein- bzw. Feinstbereich im Fokus.<br />
Wie beeinflussen Oxidation, Luft, Schaum,<br />
Verunreinigungen und Varnish das Öl und<br />
die Maschine?<br />
Öl-Oxidation<br />
Alle Öle altern im Laufe der Zeit (B i l d 1 ),<br />
d.h. sie „oxidieren“ mit Sauerstoff. Hohe<br />
Temperaturen, Verunreinigungen wie Wasser<br />
oder Staub sowie Verschleißpartikel<br />
beschleunigen die Oxidation. Es können<br />
Säuren und ölunlösliche Bestandteile entstehen,<br />
die lackähnliche Ablagerungen,<br />
Harze oder Schlamm bilden. Die Viskosität<br />
des Öls steigt dann oft an. Um diesen Prozess<br />
zu verlangsamen, enthalten Schmierstoffe<br />
Oxidationsinhibitoren (Antioxidantien).<br />
Diese verzögern die Öloxidation und<br />
die Bildung von Alterungsprodukten. Die<br />
Wirkstoffe fangen die reaktionsfreudigen<br />
Moleküle (Radikale) ab, neutralisieren<br />
sauerstoffhaltige Verbindungen und schützen<br />
so das Öl.<br />
Sind diese Additive jedoch verbraucht,<br />
läuft die Alterung des Öls ungebremst, so<br />
wie bei unadditiviertem Öl, ab. Wenn das<br />
Schmieröl Spuren von Verunreinigungen,<br />
wie metallischem Abrieb, Wasser oder<br />
Bild 1. Kreislauf der Ölalterung.<br />
55
Ölanalysen für Gasturbinen <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Staub enthält, wird dieser Prozess noch zusätzlich<br />
beschleunigt.<br />
Bei den meisten Gasturbinen ist die hohe<br />
Betriebstemperatur eine der Hauptursachen<br />
für die schnellere Ölalterung. Mit immer<br />
fortschrittlicheren Metallurgieverfahren<br />
steigen sowohl der Wirkungsgrad als<br />
auch die Brenntemperatur der Gasturbinen<br />
kontinuierlich an. Dadurch steigen auch<br />
die Belastungen der Turbinenöle weiter an.<br />
Mit dem RULER (Remaining Useful Life<br />
Evaluation Routine) wird der Anteil der<br />
noch im Öl vorhandenen Antioxidantien<br />
relativ zum Frischöl angegeben. Da diese<br />
Bestandteile kontinuierlich während des<br />
Öleinsatzes abgebaut werden, kann aus<br />
dem verbliebenen Restgehalt sowie der<br />
Einsatzzeit des Öls auch auf die noch zu<br />
erwartende Nutzungsdauer geschlossen<br />
werden.<br />
Luft und Schaum im Öl<br />
Bild 2. Bestimmung des LAV im OELCHECK-Labor mit dem Prüfnormalab Analis P 688.<br />
Jedes Öl enthält Luft. Je nach Typ und Viskosität<br />
kann es davon bis zu <strong>11</strong> %, die in<br />
seinen Molekülstrukturen gelöst bleiben,<br />
aufnehmen. Diese Ausgangssituation ist<br />
unproblematisch. Bei Temperatur- und<br />
Druckabsenkung kann Luft aus dem Öl<br />
ausgasen. Ungelöste Luft im Öl verschlechtert<br />
den Aufbau eines tragfähigen Schmierfilms<br />
in Gleitlagern. Im Öl dispergierte<br />
Luftblasen können die Funktion von Hydrauliksystemen<br />
beeinträchtigen und Kavitation<br />
verursachen. Bei stark erhöhtem<br />
Anteil von Luftblasen im Öl kann ein „Dieseleffekt“<br />
auftreten. Die Luftbläschen sind<br />
oft schon mit bloßem Auge zu erkennen.<br />
Das Öl wirkt dann trübe oder milchig.<br />
Meist löst sich derartig abgeschiedene Luft<br />
deutlich langsamer ins Öl, als sie sich davon<br />
separiert hat.<br />
Folgende Probleme werden in der Praxis<br />
oft beobachtet:<br />
––<br />
steigende Kompressibilität des Öls,<br />
––<br />
sinkende Förderleistung von Pumpen,<br />
––<br />
beeinträchtigte Schmierwirkung bis hin<br />
zur Mangelschmierung,<br />
––<br />
Dichtungsverschleiß,<br />
––<br />
sinkende Kühlleistung,<br />
––<br />
erhöhte Öloxidation,<br />
––<br />
Kavitation mit punktuellem Materialabtrag,<br />
oft begleitet von Geräuschen,<br />
––<br />
„Dieseleffekt“, bei dem Luftblasen so<br />
stark komprimiert werden, dass sie sich<br />
selbst entzünden. Bei diesem Prozess<br />
entstehen Rußpartikel, das Öl wird sehr<br />
dunkel.<br />
Bei vermutetem Lufteintrag kann man das<br />
Schaumverhalten und das Luftabscheidevermögen<br />
(LAV) überprüfen lassen<br />
(B i l d 2 ). Um das Schaumverhalten zu<br />
bestimmen, wird Luft in Form von kleinen<br />
Bläschen in das zu prüfende Öl eingeleitet.<br />
Es entsteht eine Luft-in-Öl-Dispersion und<br />
die Bläschen steigen zur Oberfläche, wo sie<br />
eine Schaumschicht bilden. Der Luftstrom<br />
wird abgeschaltet und das Schaumvolumen<br />
direkt und nach 10 Minuten bestimmt.<br />
Daraus lässt sich das Verhalten bei der Anwendung<br />
abschätzen.<br />
Bei dem Prüfverfahren zur Bestimmung<br />
des Luftabscheidevermögens wird Luft mit<br />
einer Düse in das zu untersuchende Öl eingeblasen.<br />
Danach wird das Entweichen der<br />
dispergierten Luftblasen aus dem Öl messtechnisch<br />
erfasst und zeitlich aufgezeichnet.<br />
Eine zu lange Verweildauer der Luft im<br />
Öl kann zu den oben beschriebenen, negativen<br />
Effekten führen.<br />
Partikel und Verunreinigungen<br />
im Öl<br />
Verunreinigungen im Öl stellen immer ein<br />
Risiko dar. Harte Partikel wie Staub oder<br />
Verschleißmetalle fördern abrasiven Verschleiß.<br />
Weiche Partikel können sich auf<br />
der Basis gealterter Additiv-Komponenten<br />
bilden. Oft sind sie klebrig und lagern sich<br />
an Maschinenelementen oder Filtern an,<br />
sodass sie diese bei ihrer Arbeit behindern.<br />
Die Ölalterung wird durch Partikel im Öl<br />
beschleunigt, die Ölstandzeit damit verkürzt.<br />
Analyse mit Partikelzählung<br />
Unmittelbar vor der Messung wird die Probe<br />
homogenisiert und entgast. Die Luftbläschen<br />
entweichen dabei schnell aus der<br />
verdünnten Probe und können bei der Untersuchung<br />
daher auch nicht mehr mitgezählt<br />
werden. OELCHECK verwendet bei<br />
der Laser-Partikelzählung ein Lösungsmittelgemisch<br />
gem. ASTM D7647, um etwaige<br />
Wassertröpfchen und Alterungsprodukte<br />
im Öl zu lösen und damit die Zählung<br />
nicht zu verfälschen. Mit der Gesamtmenge<br />
der verdünnten Probe von ca. 30 ml erfolgt<br />
dann die Zählung im Messgerät. Als<br />
Ergebnis wir die Reinheitsklasse nach<br />
ISO 4406 und SAE 4059 ausgegeben (Ta -<br />
belle 1).<br />
Die ISO 4406 klassifiziert nach den Partikelgrößen<br />
≥ 4 µm, ≥ 6 µm und ≥ 14 µm.<br />
Die ISO-Partikelzahlen sind kumulativ,<br />
d.h. die für ≥ 6 µm angegebene Partikelanzahl<br />
setzt sich zusammen aus allen<br />
Partikeln ≥ 6 µm plus den Partikeln ≥<br />
14 µm.<br />
Elementanalyse mit dem ICP-Verfahren<br />
(Inductive Coupled Plasma)<br />
Mit dem ICP-Verfahren können mehr als 30<br />
verschiedene Verschleißmetalle, Verunreinigungen<br />
und Additive bei einer optimalen<br />
Nachweisgrenze bestimmt werden. Die Ölproben<br />
müssen zunächst verdünnt werden.<br />
Aus den in Probentabletts stehenden<br />
Probengefäßen wird mit einem „Diluter“<br />
1 ml der Probe entnommen, im Verhältnis<br />
1:10 mit Kerosin verdünnt und in ein Reagenzröhrchen<br />
eingefüllt.<br />
Die Proben werden vor der Analyse zunächst<br />
in einem Probenwechsler intensiv<br />
gerührt, bevor sie mit einer peristaltischen<br />
Pumpe in den Zerstäuber gepumpt werden.<br />
Dort werden sie mit einem Argonstrom<br />
vernebelt. Das Aerosol gelangt danach<br />
in eine Zyklonkammer, in der große<br />
Tropfen abgeschieden werden. Das so aufbereitete<br />
Aerosol gelangt nun in das Plasma,<br />
ein Gemisch aus Atomen, Ionen und<br />
Elektronen. Die Temperatur beträgt ca.<br />
10.000 °C. Dieses extrem heiße Plasma liefert<br />
die Energie zur Anregung der einzelnen<br />
Elemente.<br />
Die entstehende emittierte Strahlung, die<br />
für jedes einzelne Element eine charakteristische<br />
Wellenlänge besitzt, wird spektral<br />
aufgefächert und mit einem CCD-Chip detektiert.<br />
Dabei kann ein komplettes Emissionspektrum<br />
simultan aufgenommen werden.<br />
Die im Öl vorhandenen Verschleißmetalle<br />
sind wichtige Datenträger. Ihr Vorhandensein<br />
erlaubt unmittelbare Rückschlüsse auf<br />
den Verschleiß der Bauteile bzw. Maschi-<br />
56
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Ölanalysen für Gasturbinen<br />
Tab. 1. Reinheitsklassen nach ISO 4406.<br />
Reinheitsklassen nach ISO 4406<br />
Zahl der Partikel je 100 ml<br />
Reinheitsklasse<br />
über<br />
bis<br />
8.000.000 16.000.000 24<br />
4.000.000 8.000.000 23<br />
2.000.000 4.000.000 22<br />
1.000.000 2.000.000 21<br />
500.000 1.000.000 20<br />
250.000 500.000 19<br />
130.000 250.000 18<br />
64.000 130.000 17<br />
32.000 64.000 16<br />
16.000 32.000 15<br />
8.000 16.000 14<br />
4.000 8.000 13<br />
2.000 4.000 12<br />
1.000 2.000 <strong>11</strong><br />
500 1.000 10<br />
250 500 9<br />
130 250 8<br />
64 130 7<br />
32 64 6<br />
16 32 5<br />
8 16 4<br />
4 8 3<br />
2 4 2<br />
1 2 1<br />
Löslichkeit der Additive im Basisöl eine erhebliche<br />
Rolle. Heute setzen die Hersteller<br />
von Turbinenölen verstärkt Basisöle der<br />
Gruppen II (Hydrotreated), III (Hydrocrack)<br />
und IV PAO (Polyalpha-Olefine) ein.<br />
Diese Öltypen besitzen u.a. ein besseres<br />
Viskositäts-Temperatur-Verhalten und sind<br />
stabiler gegen Ölalterung und Oxidation.<br />
Doch abgebaute Additivkomponenten und<br />
Reaktionsprodukte des Grundöls werden<br />
von diesen Basisölen schlechter gelöst. Die<br />
Alterungsprodukte können sich folglich<br />
verstärkt absetzen. Sie besitzen zudem eine<br />
hohe Polarität und bilden vor allem Ablagerungen<br />
an metallischen Komponenten, wie<br />
Gleitlagern, Ölkühlern, Tanks oder Zahnrädern.<br />
Außerdem formen Alterungsprodukte<br />
immer größere Moleküle. Sie „agglomerieren“,<br />
bleiben verstärkt in Filtern und/<br />
oder Ventilen hängen und können diese<br />
zusetzen.<br />
Beim Abkühlen, wie beim Stillstand anlässlich<br />
einer Turbinenrevision, weist das Öl<br />
zudem eine noch schlechtere Löslichkeit<br />
auf. Der Prozess der Ausfällungen und Ablagerungen<br />
im System wird damit verstärkt.<br />
Es entstehen weicher Schlamm<br />
(Sludge) und/oder Lack (Varnish). Beruhigte<br />
Zonen mit sehr geringer Ölumwälzung<br />
bzw. Strömungsgeschwindigkeit sind<br />
dabei ebenso besonders belastet. Während<br />
Schlamm noch abwischbar ist, kann Varnish<br />
selbst mit Lösemitteln oft nicht entfernt<br />
werden. Er stellt eine massive Gefahr<br />
für die Anlage dar! Ölleitungen und -bohrungen<br />
können sich zusetzen, Ventile und<br />
nenelemente, von denen die Partikel stammen<br />
könnten. Andere Elemente verraten<br />
Verunreinigungen durch Staub, inhibiertes<br />
Wasser oder mit einem anderen Schmierstoff.<br />
Außerdem kann der Additivabbau<br />
mit dem ICP-Verfahren verfolgt werden.<br />
Analyse mit PQ-Index<br />
Um Aussagen darüber zu treffen, ob Eisen<br />
als abrasiver, magnetisierbarer Verschleiß<br />
oder als unmagnetisches Eisenoxid (Rost)<br />
oder Eisensulfid vorliegt, werden die Eisenwerte<br />
der ICP-Spektrometrie und der PQ-<br />
Index miteinander verglichen.<br />
Der PQ-Index informiert über alle vorhandenen,<br />
magnetischen Eisenteilchen ab einer<br />
Größenordnung von ca. 5 µm.<br />
Bei der Interpretation des PQ-Index mit<br />
dem Wert für Eisen lassen sich folgende<br />
Zusammenhänge erkennen:<br />
Beurteilt wird der Unterschied zwischen<br />
dem Eisengehalt und dem PQ-Index. Ist<br />
der Eisenwert in mg/kg hoch, der PQ-Index<br />
aber niedrig, dann ist der Eisenabrieb<br />
wohl durch Korrosion entstanden. Denn<br />
Rost ist kaum magnetisierbar, liefert also<br />
einen niedrigen PQ-Index. Ein hoher Wert<br />
für den PQ-Index bei gleichzeitig niedrigen<br />
Eisenwerten weist immer auf einen akuten<br />
Verschleißvorgang wie z. B. Pittings, Fressverschleiß<br />
oder Materialausbrüche hin.<br />
Tab. 2. Ursachen für Veränderungen der Viskosität von Ölen.<br />
Viskositätsveränderungen<br />
Wie auch bei der Analytik von Motoren-,<br />
Getriebe-, oder Hydraulikölen stellt die<br />
Viskosität auch bei typischen Turbinenölen<br />
einen wichtigen Faktor dar. Neben Temperatur<br />
und Druck kann es für eine veränderte<br />
Viskosität verschiedene Ursachen geben<br />
(Tabelle 2).<br />
Wenn sich die Viskosität verändert hat, können<br />
mit einer Ölanalyse Rückschlüsse auf<br />
eine mögliche Ursache gezogen werden.<br />
Varnish im Öl<br />
Anstieg der Viskosität<br />
• Das Öl hat während des Betriebs unter der<br />
Einwirkung von Temperatur Sauerstoff<br />
aufgenommen, es ist oxidiert.<br />
• Oxidationsinhibitoren, alterungsverzögernde<br />
Additive, haben sich abgebaut.<br />
• Alterungs- und Oxidationsprodukte, wie Säuren<br />
und ölunlösliche Bestandteile, sind entstanden.<br />
• Staub, Wasser oder sonstige Verunreinigungen<br />
greifen das Öl chemisch an.<br />
• Es wurde falsches Öl verwendet oder nachgefüllt.<br />
Ablagerungen stellen ein großes Risiko für<br />
die Turbine dar. Bei ihrer Bildung spielt die<br />
Abnahme der Viskosität<br />
• Es wurde ein zu dünnes Öl oder ein falscher Öltyp<br />
verwendet oder nachgefüllt.<br />
• Das System wurde vor der Befüllung mit einem<br />
dünneren Spülöl gereinigt. Es liegt eine<br />
Vermischung mit Spülölresten vor.<br />
Filter blockieren, Dichtungsprobleme auftreten.<br />
Dadurch wird die Schmierung von<br />
Lagern aber auch die Funktion von Ölkühlern<br />
sowie Wärmetauschern beeinträchtigt.<br />
Der MPC-Test (Membrane Patch Colorimetry)<br />
ist weltweit das einzige Verfahren, mit<br />
dem das Potenzial eines Öls, Varnish zu bilden,<br />
quantifiziert werden kann. Bei Verdacht<br />
auf Schlamm- bzw. Varnishbildung<br />
wird er empfohlen.<br />
Der MPC-Index ist ein Zahlenwert, der zwischen<br />
0 und 100 liegt. Bei Turbinenölen ist<br />
der Maximalwert ca. 60. Je höher der MPC-<br />
Index ausfällt, desto größer ist das Risiko<br />
der Bildung von Schlamm und lackartigen<br />
Ablagerungen.<br />
57
8 ><br />
Umschlag S-030-2013-06-DE_A3q.indd 1 29.08.2013 10:49:49<br />
Ölanalysen für Gasturbinen <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Während ein MPC-Index von bis zu 15 sich<br />
im normalen Bereich für eine übliche Ölalterung<br />
bewegt, weist ein MPC-Index von<br />
über 50 auf einen weit fortgeschrittenen<br />
Additivabbau hin. Es haben sich bereits Ablagerungen<br />
im System gebildet. Ein Ölwechsel<br />
sowie eine darauffolgende gründliche<br />
Systemreinigung sollten durchgeführt<br />
werden.<br />
Zustandsbedingte Ölwechsel<br />
Vor allem in großen Ölumlaufanlagen mit<br />
Füllmengen von weit über 1.000 Litern sollen<br />
trotz jährlich 8.500 Stunden Dauerbelastung<br />
Ölstandzeiten von mehreren Jahren<br />
erreicht werden. Aufgrund immer anspruchsvollerer<br />
Betriebsbedingungen<br />
werden die Turbinenöle zwar weiterentwickelt,<br />
doch wie sie sich bewähren, zeigt erst<br />
die Praxis. Eine regelmäßige Überwachung<br />
mit Ölanalysen ist deswegen unerlässlich.<br />
Regelmäßige Ölanalysen ermöglichen es,<br />
die Ölwechsel, die bei Gasturbinen nach<br />
mehreren 10.000 Betriebsstunden erfolgen,<br />
zustandsabhängig durchzuführen.<br />
Dadurch können Ölwechsel im Voraus ge-<br />
Bild 3. Analysenset für Gasturbinen.<br />
Die Empfehlung von OELCHECK für die Analyse<br />
von Ölen aus Gasturbinen lautet:<br />
Analysenset 7T<br />
Elemente durch ICP<br />
PQ-Index<br />
Farbzahl<br />
Viskosität 40 °C Viskosität 100 °C VI<br />
(Viskositätsindex)<br />
Oxidation (FT-IR)<br />
Neutralisationszahl (NZ)<br />
Wasser nach Karl Fischer<br />
Luftabscheidevermögen<br />
Partikelzählung ISO 4406, Reinheitsklasse<br />
Oxidationsbeständigkeit (RULER)<br />
Schaumverhalten Seq. I<br />
Zusätzlich empfohlenes Prüfverfahren<br />
• bei möglichen Ablagerungen: MPC-Test<br />
plant und unerwartete Ausfälle verhindert<br />
werden. Damit ist die Energieversorgung<br />
gesichert und Zusatzkosten durch ölbedingte<br />
Schäden werden vermieden.<br />
Analysen<br />
Für Turbinenöle werden zehn unterschiedliche<br />
Analysensets empfohlen (B i l d 3 ).<br />
Ihr Untersuchungsumfang ist auf die unterschiedlichsten<br />
Turbinenöle und deren<br />
Betriebsbedingungen abgestimmt. Bei der<br />
Analyse stehen unter anderem die Oxidation,<br />
die Veränderung von Additiven, etwaiger<br />
Verschleiß sowie Verunreinigungen im<br />
Fein- bzw. Feinstbereich im Fokus.<br />
Eine Ölanalyse sollte bei Gasturbinen etwa<br />
alle sechs Monate erfolgen. Hierfür stehen<br />
extra spezielle Probengefäße bereit, die<br />
größer sind als gewöhnliche Gefäße, da einige<br />
Prüfverfahren – wie etwa Luftabscheidevermögen<br />
oder Schaumverhalten – eine<br />
große Probenmenge erfordern. Die Analysensets<br />
enthalten u.a. je ein Probengefäß<br />
und einen Probenbegleitschein, der alle<br />
wichtigen Daten zur eingesendeten Ölprobe<br />
abfragt. <br />
l<br />
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58
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform<br />
Digital nuclear security level DCS<br />
main and auxiliary data distribution<br />
based on NASPIC platform<br />
Wu Youguang, Ma Quan, Liu Mingming, Zhang Zipeng and Zhang Yu<br />
Kurzfassung<br />
Sicherheitsstufe DCS für nukleare<br />
Anwendungen – Haupt- und<br />
Nebendatenverteilung auf Basis der<br />
NASPIC-Plattform<br />
Für die Sicherheit von Kernkraftwerken besitzt<br />
das digitale Leit- und Sicherheitssystem (DCS)<br />
eine hohe Bedeutung – hohe Zuverlässigkeit<br />
und höchstes Sicherheitsniveau sind grundlegend.<br />
Für dieses System sind die Daten, die bei<br />
der Umsetzung von Anlagen- und Reaktorschutz<br />
genutzt werden, wichtige Informationen,<br />
die Priorität in direktem Zusammenhang<br />
mit der Reaktorsicherheit besitzen. In dieser<br />
Untersuchung wird durch eine eingehende Betrachtung<br />
der Struktur des DCS ein Modell der<br />
Haupt- und Nebendatenpriorisierung vorgestellt.<br />
Vorrangig wird der Gewährleistung einer<br />
sicheren und zuverlässigen Verarbeitung und<br />
Übermittlung der wichtigsten Daten, die in direktem<br />
Zusammenhang mit Sicherheitsfunktion<br />
stehen, eingeräumt, um Sicherheit und Zuverlässigkeit<br />
des DCS zu optimieren, Dies gewährleistet<br />
mit Blick auf diesen Teilaspekt einen<br />
zuverlässigen und sicheren Betrieb von Kernkraftwerken.<br />
l<br />
Authors<br />
Wu Youguang<br />
Ma Quan<br />
Liu Mingming<br />
Zhang Zipeng<br />
Zhang Yu<br />
Science and Technology on Reactor System<br />
Design Technology Laboratory<br />
Nuclear Power Institute of China<br />
Chengdu,610213, China<br />
Digital security level DCS system of nuclear<br />
power plant is called “nerve center” of nuclear<br />
power plant, which requires high<br />
safety and reliability [1]. In this system, the<br />
data involved in the implementation of<br />
shutdown protection and safety facility<br />
drive functions are important information,<br />
which need to be prioritised directly related<br />
to reactor safety. In this paper, through<br />
in-depth study of the structure of security<br />
level DCS, the idea of main and auxiliary<br />
data distribution is put forward. Priority is<br />
given to ensuring the safe and reliable processing<br />
and transmission of the main data<br />
directly related to the security function, so<br />
as to improve the security and reliability of<br />
digital security level DCS, which is conducive<br />
to ensuring the safe and reliable operation<br />
of nuclear power plants.<br />
Introduction<br />
Digital Security Level Instrument and Control<br />
System (DCS) of nuclear power plant is<br />
known as the “nerve center” of nuclear<br />
power plant. It is an important system to<br />
ensure the safety of reactor and personnel<br />
by completing the functions of safe shutdown<br />
of reactor and driving of special safety<br />
facilities under accident conditions,<br />
thereby limiting or mitigating the consequences<br />
of accidents [1].In the security<br />
level DCS system of nuclear power plant,<br />
the data involved in the implementation of<br />
shutdown protection and dedicated safety<br />
facility driving functions are important information,<br />
which is directly related to reactor<br />
safety and needs to be processed first.<br />
while the data related to display, alarm and<br />
maintenance are secondary information.<br />
In order to improve the response speed and<br />
reliability of security level DCS system, the<br />
main data to perform security functions<br />
should not be adversely affected by the<br />
auxiliary function data, that is, the auxiliary<br />
function data should not inhibit or delay<br />
the execution of its security functions.<br />
In addition, although the processing speed<br />
and processing capacity of the security<br />
DCS using the main processor are constantly<br />
improving, the reliability is also increasing.<br />
However, with the increasing<br />
amount of data processed by security level<br />
DCS in nuclear power plants, the load of<br />
main processor is still heavy and the processing<br />
time is long, which leads to the risk<br />
that the worst response time will exceed<br />
the requirements of relevant indicators.<br />
Based on the analysis of the architecture of<br />
the security level DCS, this paper conducts<br />
research on main and auxiliary data distribution<br />
to ensure that the main data of the<br />
security function is prioritised, the response<br />
speed and reliability of the security<br />
level DCS are improved, and the safe operation<br />
of the reactor is guaranteed.<br />
NASPIC platform<br />
NASPIC platform is a general equipment<br />
platform developed by Nuclear Power Institute<br />
of China based on microprocessor<br />
and network communication technology<br />
according to the regulations, standards of<br />
nuclear power plant and the system requirements<br />
of safety control and protection<br />
system of nuclear power plant. The platform<br />
mainly includes field control station,<br />
transmission station, safety display station,<br />
gateway station and engineer station.<br />
Among them, the field control station completes<br />
the functions of signal acquisition,<br />
data processing, logical operation, signal<br />
output and data communication. The<br />
transmission station assumes the functions<br />
of data interface between the field control<br />
station and the safety display station, gateway<br />
station and engineer station. Safety<br />
display station is the man-machine interface<br />
of NASPIC platform, which realises<br />
the functions of safety level process parameters<br />
and alarm display, equipment control<br />
and reset locking. Gateway station realises<br />
data interaction between NASPIC platform<br />
and external non-security system. The engineer<br />
station mainly realises the functions<br />
of configuration, downloading and maintenance.<br />
The basic architecture diagram of<br />
the NASPIC platform is shown in F i g -<br />
u r e 1 (The ECP is an emergency control<br />
panel. The BUP is a backup panel.).<br />
The instrument and control system of reactor<br />
safety level based on NASPIC platform<br />
provides monitoring for the deviation of<br />
nuclear power plant from normal opera-<br />
59
Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Field sensor<br />
ECP/BUP<br />
drive system. The TU is a data transmission<br />
unit. GW is a communication isolation<br />
unit. ACM is a priority selection unit.<br />
Field control<br />
station<br />
PIPS<br />
SignaI<br />
processing<br />
mudule<br />
Drive<br />
control<br />
module<br />
Switch cabinet<br />
Actuator<br />
Safety display<br />
station<br />
Transmission<br />
station<br />
lE<br />
communication<br />
NC<br />
communication<br />
Fig. 1. NASPIC platform basic architecture diagram.<br />
NASPIC Platform<br />
1E NC<br />
Hard wiring<br />
Maintenance<br />
network<br />
Gateway station<br />
Engineer station<br />
Electrical<br />
isolation<br />
Boundary<br />
NC<br />
system<br />
1E<br />
NC<br />
Research on main and auxiliary data<br />
distribution<br />
Main and auxiliary data definition<br />
In the digital security level DCS system of<br />
nuclear power plant, the data involved in<br />
the implementation of shutdown protection<br />
and dedicated safety facility drive<br />
functions are important information and<br />
need to be processed first. According to the<br />
importance of the transmitted data information,<br />
the data used to perform the shutdown<br />
protection and dedicated safety facility<br />
driver functions are defined as the main<br />
function data, and the related data used to<br />
display, alarm and maintain are defined as<br />
the auxiliary function data. The main function<br />
data of security level DCS system in<br />
executing security function shall not be ad-<br />
tion conditions, and drives corresponding<br />
security functions to make the plant shut<br />
down safely and maintain safe state. This<br />
ensures the safety of reactor, nuclear power<br />
plant equipment, personnel and environment<br />
in case of accident. According to<br />
the requirement of Engineering application,<br />
NASPIC platform can be used to construct<br />
digital security level instrument and<br />
control system for nuclear power plants<br />
with different reactor types (such as<br />
AP1000, Hualong 1, M310) and different<br />
architectures.<br />
IP IIP IIIP<br />
Security level DCS architecture<br />
This paper is based on the digital security<br />
level DCS architecture of China Engineering<br />
Test Reactor, as shown in F i g u r e 2 .<br />
The security level DCS architecture adopts<br />
a three-channel redundant structure,<br />
which consists of three protection groups<br />
(protection group I, protection group II<br />
and protection group III) and two logic series<br />
(logic series A and logic series B). The<br />
signal acquisition and logic processing related<br />
to emergency shutdown system are<br />
implemented in three protection groups.<br />
The functions of the dedicated safety facility<br />
drive system are realised by the protection<br />
group and logic series.<br />
Among them, IP, IIP and IIIP represent<br />
three redundant protection channels;<br />
PIPS-1, PIPS-2 and PIPS-3 represent three<br />
redundant protection channels’ preprocessing<br />
units; RPC-1, RPC-2 and RPC-3 represent<br />
three redundant protection channels’<br />
protection processing units; TU-1,<br />
TU-2 and TU-3 represent three redundant<br />
protection channels’ signal transmission<br />
units; ESFAC-A1 and ESFAC-A2 represent<br />
two subgroups of dedicated security facility<br />
driver units of logical series A, which<br />
carry out 1oo2 decision output; ESFAC-B1<br />
and ESFAC-B2 represent two subgroups of<br />
TRAIN A<br />
dedicated security facility driver systems of<br />
logical series B, which carry out 1oo2 decision<br />
output; ACM-A and ACM-B represent<br />
priority management units of two logical<br />
series; GW-A and GW-B represent the gateway<br />
units of two logical series.<br />
By studying the digital security level DCS<br />
architecture of a domestic engineering test<br />
reactor, it can be found that each protection<br />
group corresponds to one protection<br />
group TU transmission station, and each<br />
logic series corresponds to one logic series<br />
TU transmission station.<br />
Note: PIPS is a signal preprocessing system.<br />
RPC is a reactor shutdown logic processing<br />
system. ESFAC is a dedicated safety<br />
TRAIN B<br />
Fig. 2. Digital security level DCS architecture diagram<br />
versely affected by the auxiliary function<br />
data, and the auxiliary function data shall<br />
not inhibit or delay the execution of its security<br />
function.<br />
Main and auxiliary data partition<br />
According to the above definition of main<br />
and auxiliary data, we divide the signals in<br />
digital security level DCS.<br />
Digital security level DCS receives instruction<br />
signals from the main control room<br />
safety disk and backup disk. The instruction<br />
data includes equipment control instruction<br />
and alarm and indication signal.<br />
The equipment control instruction belongs<br />
to the main function data, and the alarm<br />
60
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform<br />
and indication signal belongs to the auxiliary<br />
function data.<br />
The periodic test in digital security DCS belongs<br />
to the non-security function, and the<br />
periodic test data belongs to the auxiliary<br />
function data, which can not affect the execution<br />
of the system security function.<br />
Therefore, the relevant design is implemented<br />
in the TU interfaced with the periodic<br />
test device. In the periodic test, the<br />
module fault signal, the on/off feedback<br />
signal and the successful locking feedback<br />
signal need to be sent to the engineer station<br />
and the main control room for alarm<br />
and instruction after processing.<br />
The alarm and indication signals belong to<br />
auxiliary function data, which are mainly<br />
used to assist operators to monitor the status<br />
of units and assist maintenance engineers<br />
to analyze and locate faults, mainly<br />
including equipment state feedback, PAMS<br />
parameters, process parameters and alarm<br />
signals.<br />
Instrument control alarm and maintenance<br />
information belongs to auxiliary function<br />
data. Transferring such data will occupy a<br />
large amount of communication resources<br />
of the system. At the same time, alarm and<br />
indication signals for operator monitoring<br />
and maintenance engineers to analyze and<br />
locate faults will be sent to NC-DCS and<br />
maintenance engineer station.<br />
Main and auxiliary data distribution<br />
scheme<br />
In digital security level DCS, the main and<br />
auxiliary data are processed in the same<br />
main processor, and the theoretical calculation<br />
shows that the worst response time<br />
of shutdown protection theory will exceed<br />
the user requirements. Through the analysis<br />
of the data of a digital security level DCS<br />
of an engineering test reactor, the ratio of<br />
main and auxiliary data is shown in Ta -<br />
ble 1.<br />
It can be seen from Ta b l e 1 that supplementary<br />
data account for 97.62 % of the<br />
total volume, and the main data only account<br />
for 2.38 %. This will enable the processor<br />
that performs protection logic and<br />
communication to process a large number<br />
of auxiliary data. A large number of auxiliary<br />
function data will cause the main control<br />
module to spend a lot of time to execute<br />
communication transceiver, logical<br />
processing, and so on. With the increase of<br />
processing cycle, the response time of the<br />
system will increase, so the response time<br />
will exceed the requirements. In order to<br />
solve this problem and ensure the processing<br />
speed and time of the main channel of<br />
the shutdown protection and special security<br />
function, a transmission unit (TU) is<br />
added to each protection group and logic<br />
series of the digital security level DCS, It is<br />
specially used for processing display,<br />
alarm, periodic test and maintenance information<br />
transmission functions, and the<br />
Tab. 1. Comparison of main and auxiliary data of security level DCS.<br />
Data function Data type Data volume Ratio<br />
Shutdown / Dedicated M 0.875 Kb 2.38%<br />
Alarm / Display / Periodic test A 35.825 Kb 97.62%<br />
M- main data, A- auxiliary data<br />
IP<br />
TRAIN A<br />
IIP<br />
TRAIN B<br />
Note: - Main function data flox, - Auxiliary function data flow<br />
Fig. 3. Schematic diagram of main and auxiliary data distribution.<br />
IIIP<br />
main work is accomplished. It can separate<br />
data flow from auxiliary function data<br />
flow, which reduces the task and communication<br />
traffic of protection group and logic<br />
series, reduces the complexity of software,<br />
shortens the response time of executing<br />
protection function, and improves the<br />
real-time, security and reliability of the<br />
system.<br />
The structure of main and auxiliary data<br />
shunting in digital security DCS is shown in<br />
the F i g u r e 3 . The protection group IP<br />
and logical series A are studied. The<br />
main data (Instrument Preprocessing Unit<br />
PIPS-1, Protective Channel Processing Unit<br />
RPC-1, Column A Special Safety Facility<br />
Drive System Subgroup ESFAC-A1, Column<br />
A Priority Management Unit ACM-A)<br />
that perform security functions is processed<br />
and transmitted first. Other auxiliary<br />
data are exchanged by transmission<br />
unit (TU) and external data information,<br />
as are other protection groups.<br />
The data distribution mechanism of separate<br />
transmission of different types of signals<br />
can effectively ensure that the data<br />
processing and transmission of security<br />
functions are not affected by non-security<br />
functions. The auxiliary function data is<br />
distributed by TU, which effectively reduces<br />
the load of the main function data transmission<br />
channels, and improves the realtime<br />
and reliability of the system.<br />
At present, the main and auxiliary data distribution<br />
technology based on NASPIC<br />
platform has been successfully applied to<br />
many projects, such as engineering test reactor,<br />
Xiapu fast reactor, ACP100 small reactor,<br />
and has received good engineering<br />
application results.<br />
Comparative study of data<br />
transmission methods with other<br />
platforms<br />
At present, the commonly used security<br />
level DCS platforms in domestic nuclear<br />
power plants mainly include MELTAC-N<br />
platform plus of Mitsubishi Company, TXS<br />
platform of Siemens, TRICON platform of<br />
Invensys and Common Q platform of Westinghouse<br />
Company [2].<br />
By investigating the above security level<br />
DCS platform architecture and data transmission<br />
mode, the main data and the auxiliary<br />
data of alarm display, periodic test<br />
and other functions for the implementation<br />
of shutdown protection and dedicated<br />
safety facilities drive function are all processed<br />
in the same processor. Compared<br />
with the digital nuclear security level DCS<br />
61
Digital nuclear security level DCS main and auxiliary data distribution based on NASPIC platform <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
based on NASPIC platform, the other security<br />
level platforms mentioned above do<br />
not have TU transmission stations, which<br />
will reduce the number of cabinets, but<br />
there is a risk that the load of the main processor<br />
is large and the response time is relatively<br />
long.<br />
Conclusions<br />
Through the in-depth analysis and research<br />
of the security level DCS architecture,<br />
the data transmission mode of the<br />
main and auxiliary data shunting is proposed,<br />
which gives priority to ensuring the<br />
safe and reliable processing and transmission<br />
of the main data directly related to the<br />
security function. The distribution of auxiliary<br />
function data in TU station effectively<br />
reduces the load of main function data<br />
transmission channels, improves the realtime<br />
and reliability of the system, and ensures<br />
the safe and reliable operation of nuclear<br />
power plant. The distribution technology<br />
of main and auxiliary data has been<br />
successfully applied to many projects, and<br />
has achieved good engineering application<br />
results.<br />
References<br />
[1] Zhang Rui, Peng Huaqing. Digital reactor<br />
control system research [J]. Nuclear Power<br />
Engineering, 2002 (5): 86-88.<br />
[2] Liu Yue, Ding Changfu. Analysis and research<br />
of DCS security level instrumentation platform<br />
[J]. Automation Expo, 2012 (1): 48-<br />
52. l<br />
<strong>VGB</strong>-Standard<br />
Structural Design of Cooling Towers<br />
<strong>VGB</strong> Standard on the Structural Design, Calculation, Engineering<br />
and Construction of Cooling Towers<br />
Edition <strong>2019</strong> – <strong>VGB</strong>-S-610-00-<strong>2019</strong>-10-EN (English edition)<br />
<strong>VGB</strong>-S-610-00-<strong>2019</strong>-10-DE (German edition)<br />
eBook (PDF)/print DIN A4, 86 pa ges,<br />
ISBN: 978-3-96284-145-4 (print), ISBN: 978-3-96284-146-1 (eBook)<br />
Pri ce for <strong>VGB</strong> mem bers € 180.–,<br />
for non mem bers € 270.–, + VAT, ship ping and hand ling.<br />
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ISBN: 978-3-96284-143-0 (print), ISBN: 978-3-96284-144-7 (eBook)<br />
Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der € 180,–,<br />
für Nicht mit glie der € 270,–, + Ver sand kos ten und MwSt.<br />
<strong>VGB</strong>-Standard<br />
Structural Design of<br />
Cooling Towers<br />
<strong>VGB</strong>-Standard on the Structural Design,<br />
Calculation, Engineering and Construction<br />
of Cooling Towers<br />
(formerly <strong>VGB</strong>-R 610e)<br />
<strong>VGB</strong>-S-610-00-<strong>2019</strong>-10-DE<br />
Summary<br />
This <strong>VGB</strong> Standard <strong>VGB</strong>-S-610, “Structural Design of Cooling Towers” constitutes the joint basis – together with <strong>VGB</strong>-R 135e,<br />
“Planning of Cooling Towers”, and <strong>VGB</strong>-R 612e, “Protection Measures on Reinforced Concrete Cooling Towers and Chimneys<br />
against Operational and Environmental Impacts” – for the civil engineering-related planning including design, construction and<br />
approval as well as for the construction of cooling tower facilities built from reinforced concrete. It is based on more than 50 years<br />
of experience in the construction of cooling towers gained by plant and structural design engineers, by construction companies,<br />
accredited review engineers and owners. In addition, Guideline <strong>VGB</strong>-R 613e, “Code of Practice for Life Cycle Management of<br />
Reinforced Concrete Cooling Towers at Power Plants”, presents notes on in-process inspection and maintenance.<br />
The <strong>VGB</strong> Standard was thoroughly revised and restructured compared with the last edition, <strong>VGB</strong>-R 610e of 2010, chiefly in order<br />
to increase its application and ac-ceptance by potential users outside Germany. To this end its structure was modified to make it<br />
similar to the European standards by dividing into a generally valid and internationally oriented base part and a specific national,<br />
i.e., German part. Different from the European standards, however, no national annex was created. Instead, for improved readability<br />
a unified document was produced comprising the generally applicable base part and the location-specific part (on a grey<br />
background) with German rules. For application outside Germany it is necessary to use the respective national rules and specifications<br />
instead of the German rules.<br />
New findings from continued engineering studies and feedback from practice have also necessitated modifications. In particular,<br />
hybrid cooling towers and multi-cell cooling towers as now common cooling tower design variants have been included, in addition<br />
to natural draught cooling towers.<br />
This <strong>VGB</strong> Standard does not cover contractual arrangements with responsibilities for organisational workflows. These are to be defined<br />
separately by the contracting par-ties. Users are requested to inform the <strong>VGB</strong> Office of their experience with the appli-cation<br />
of this <strong>VGB</strong> Standard and any sources of possible misinterpretation or short-falls in presentation, and to make suggestions for improvements.<br />
These may be tak-en as a basis for future additions or amendments.<br />
This <strong>VGB</strong> Standard <strong>VGB</strong>-S-610e, “Structural Design of Cooling Towers”, supersedes <strong>VGB</strong> Guideline <strong>VGB</strong>-R 610e of 2010 with the<br />
same name.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany<br />
T: +49 201 8128-200 | F: +49 201 8128-302 | E: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop<br />
62
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Sub-cooled boiling of natural circulation in narrow rectangular channels<br />
Experimental study on sub-cooled<br />
boiling of natural circulation in<br />
narrow rectangular channels<br />
Zhou Tao, Li Zichao, Li Bing, Qi Shi and Huang Yanping<br />
Kurzfassung<br />
Experimentelle Studie zum unterkühlten<br />
Sieden bei Naturkonvektion in engen<br />
rechteckigen Kanälen<br />
Unterkühltes Sieden unter der Bedingung der<br />
Naturkonvektion wurde experimentell in einem<br />
Versuchsstand mit engen rechteckigen Kanälen<br />
untersucht. Wird die Heizleistung für<br />
den Wärmeübergang auf ein bestimmtes Niveau<br />
erhöht, können das Phänomen des unterkühlten<br />
Siedens sowie die Blasenbewegung<br />
über ein Sichtfenster beobachtet werden. Die<br />
Ergebnisse der Untersuchungen zeigen, dass<br />
der Wärmeübergangskoeffizient des unterkühlten<br />
Siedens mit zunehmender Heizleistung<br />
zunimmt und mit zunehmender Unterkühlung<br />
am Kanaleintritt und Größe der engen rechteckigen<br />
Kanäle abnimmt. Die Wärmeübertragung<br />
des unterkühlten Siedens wird hauptsächlich<br />
durch die Bildung und Abtrennung<br />
von Blasen beeinflusst, begleitet von Strömungsoszillationen.<br />
Beobachtet wurden 3 Stufen<br />
des unterkühlten Siedens in engen rechteckigen<br />
Kanälen. Schließlich wurde eine empirische<br />
Korrelation für den Wärmeübergangskoeffizienten<br />
der natürlichen Konvektion in<br />
engen rechteckigen Kanälen ermittelt, basierend<br />
auf dimensionslosen Kennzahlen. l<br />
Authors<br />
Zhou Tao 1,2,3*<br />
Li Zichao 1,2,3<br />
Li Bing 1,2,3<br />
Qi Shi1 ,2,3<br />
Huang Yanping4<br />
Affiliations:<br />
1 School of Nuclear science and<br />
Engineering<br />
North China Electric Power University<br />
Beijing, 102206, China<br />
2 Institute of nuclear thermal-hydraulic safety<br />
and standardization<br />
North China Electric Power University<br />
Beijing, 102206, China<br />
3 Beijing Key Laboratory of Passive Safety<br />
Technology for Nuclear Energy<br />
Beijing, 102206, China<br />
4 CNNC Key Laboratory on Nuclear<br />
Reactor Thermal Hydraulics Technology<br />
Chengdu, 610041, China<br />
Sub-cooled boiling of natural circulation has<br />
been experimentally investigated based on a<br />
natural circulation device with narrow<br />
rectangular channels. When the heating<br />
power is increased to a certain level, the<br />
phenomenon of sub-cooled boiling and<br />
bubbles movement can be observed through<br />
the visual channel. The results show that the<br />
heat transfer coefficient of sub-cooled boiling<br />
increases with the increasing of heating<br />
power and decreases with the increasing of<br />
inlet sub-cooling and size of narrow<br />
rectangular channels. The heat transfer<br />
process of sub-cooled boiling is mainly<br />
affected by the generation and departure of<br />
bubbles, accompanied with flow oscillation.<br />
It is discovered that there are 3 stages of subcooled<br />
boiling in the narrow rectangular<br />
channels. Finally, an empirical correlation<br />
has been proposed for the heat transfer<br />
coefficient of natural circulation sub-cooled<br />
boiling in narrow rectangular channels,<br />
based on dimensionless analysis method and<br />
the errors fall in the range of ±15 %.<br />
Introduction<br />
The usage of narrow channels is a new<br />
technique for enhancing heat transfer,<br />
having high heat transfer coefficients at low<br />
heat flux [1]. This direction is being<br />
adopted in the heat transfer systems of<br />
new-type reactor design. Therefore, it is<br />
necessary to study heat transfer characteristics<br />
of narrow channels. By investigating<br />
the saturated boiling phenomenon in<br />
vertical narrow channels, Ishibashi [2]<br />
found that there is an obvious improvement<br />
in the heat transfer coefficient, accompanied<br />
with periodic change of bubbles. Sun<br />
Licheng [3] evaluated thirteen different<br />
prediction methods of saturated boiling by<br />
a database and proposed a modified<br />
correlation by introducing the Weber<br />
number. The above studies placed much<br />
focus on saturated boiling, whereas the<br />
flow and heat transfer region [4] of<br />
pressurized water reactors (PWR) is at subcooled<br />
boiling. As for sub-cooled boiling<br />
in narrow channels, Chen [5] investigated<br />
the effect of channel size on subcooled<br />
flow boiling and associated bubble<br />
charac-teristics. Wang [6] investigated<br />
the onset of nucleate boiling (ONB) in narrow<br />
channels at 1.0 to 4.5 MPa pressure<br />
range and a new correlation was obtained<br />
by considering the bilateral heating<br />
factor.<br />
For narrow rectangular channels, the heat<br />
transfer capacity is 1.3 to 2.1 times of that<br />
in conventional channels [7]. Due to above<br />
characteristic, the advanced reactors and<br />
research reactors [8] have adopted this<br />
kind of channel. As for sub-cooled boiling<br />
in narrow rectangular channels, Pan<br />
[9, 10] investigated the effect of mass flux,<br />
sub-cooled temperature of heated section,<br />
pressure and heating modes on the heat<br />
transfer coefficient and the behavior of<br />
bubbles. Al-Yahia O S [<strong>11</strong>] investigated the<br />
effect of transverse power distribution on<br />
ONB and developed a sub-cooled boiling<br />
model with uniform and non-uniform heat<br />
flux distribution for narrow vertical<br />
rectangular channels. Xu [12] established<br />
a physical model which can explain the<br />
mechanism of bubbles movement in<br />
narrow rectangular channels. Natural circulation<br />
[13, 14] does well in mitigating<br />
reactor accidents, which can improve<br />
the inherent safety of the nuclear reactors.<br />
Such a heat transfer mode can be<br />
used as the main cooling method for<br />
small modular reactors [15]. It [16-19] has<br />
been investi-gated in theory and experiment.<br />
For sub-cooled boiling of natural circulation<br />
in narrow rectangular channels, some<br />
preliminary research has already been<br />
presented [20, 21]. However, sub-cooled<br />
boiling of natural circulation in narrow<br />
rectangular channel which can be<br />
influenced by size of channel and bubbles is<br />
complex. Hence, it is necessary to further<br />
investigate the characteristics of sub-cooled<br />
boiling in narrow rectangular channels<br />
during natural circulation based on<br />
experiments.<br />
Experiment system<br />
Experiment facility<br />
F i g u r e 1 shows the experiment facility,<br />
which is used to investigate the sub-cooled<br />
boiling of natural circulation. It consists of<br />
a preheater channel, a rectangular heater<br />
channel with a visible window, a condenser<br />
63
Sub-cooled boiling of natural circulation in narrow rectangular channels <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
1 experiment channel – 2 thermal insulation material –<br />
3 high speed camera – 4thermocouples –<br />
5 photography lamp<br />
Fig. 3. Measure device of experiment channel.<br />
1 Tank of deionized water – 2 Nitrogen gas bottle – 3 Pressure regulator – 4 Cooling tank – 5 Preheater –<br />
6 Rectangular heater with visible window – 7 Thermocouples – 8 Condenser – 9 Pressure sensors –<br />
Fig. 1. Experiment facility of natural circulation system.<br />
1 cover plate – 2 2-5mm mica – 3 gasket –<br />
4 glass – 5 thin gasket – 6 heating panel –<br />
Fig. 2a. Cross-section of experiment channel.<br />
6<br />
5<br />
1<br />
2<br />
4<br />
3<br />
and a descending channel. The deionized<br />
water is used as fluid medium, which is<br />
driven through the preheater channel, rectangular<br />
heater channel and condenser<br />
channel by density difference. For<br />
this natural circulation system, the flow<br />
rate is measured by a turbine flowmeter<br />
with a tolerance of ±0.001 l/min and<br />
the pressure is balanced by a pressure regulator.<br />
Visual experiment channel with a narrow<br />
rectangular slit<br />
F i g u r e 2 ( a ) shows the cross-sectional<br />
view of the visual experiment channel.<br />
F i g u r e 2 ( b ) shows its three-dimensional<br />
view. It has a size of 2 to 5 mm ×<br />
40 mm with a length of 1,000 mm. One side<br />
consists of a heating surface made of stainless<br />
steel, and the other side is the visual<br />
window made of quartz glass.<br />
The flow pattern is well-observable<br />
through the quartz glass. The effective<br />
heating power can be adjusted continuously,<br />
in the range of 0 to 30 kW.<br />
Measurement device<br />
F i g u r e 3 shows the measurement device,<br />
used alongside the experiment channel.<br />
The temperature is measured by<br />
sheathed thermocouples, and the measurement<br />
accuracy is ±0.25 %. From the<br />
inlet to the outlet of the experiment channel,<br />
20 temperature thermocouples which<br />
are used to transfer the collected temperature<br />
signals to the data acquisition unit, are<br />
installed on the side of the metal heat surface.<br />
There are 2 additional temperature<br />
test points installed at the inlet and outlet<br />
of the experiment channel, in order to<br />
measure the fluid temperature.<br />
The flow pattern in experiment channel is<br />
recorded by using high speed camera (1,000<br />
fps). It allows the behavior of bubbles to be<br />
captured easily within the experiment channel.<br />
All instruments have been shown in Ta -<br />
b l e 1 , alongside their maximum errors.<br />
Experiment parameters and<br />
procedure<br />
Experiment parameters<br />
The experiment parameters of the natural<br />
circulation system are shown in Ta b l e 2 .<br />
Experiment procedure<br />
The following procedure has been followed<br />
in this experiment.<br />
Tab. 1. Instruments and errors.<br />
Parameter Name Model Range Errors<br />
Pressure Pressure transmitter HSLT-P 0 to 6.0 MPa 0.25 %<br />
Temperature Thermocouple WRNK101 0 to 600 o C 0.25 %<br />
Volume flow Turbine flowmeter LW-10 0 to 600 l/H 0.2 %<br />
Voltage Voltmeter HC-300/C 0 ∼ 380 V 0.2 %<br />
Current Ammeter T23-A 0 ∼ 5 A 0.2 %<br />
Data<br />
Data acquisition<br />
instrument<br />
KPCI-1813 0.1 %<br />
Tab. 2. Experiment parameters.<br />
Fig. 2b. Three-dimension view of the<br />
experiment channel.<br />
Inlet subcooling<br />
Preheater<br />
power<br />
Heater power Gap size Device height Device width<br />
60 to 15 o C 0 to 30 kW 0 to 10 kW 2 mm to 5 mm 3.3 m 2 m<br />
64
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Sub-cooled boiling of natural circulation in narrow rectangular channels<br />
––<br />
At the beginning of the experiments,<br />
deionized water is added into the whole<br />
loop, and the pressure is regulated using<br />
a pressure stabilizer.<br />
––<br />
A preheater and a rectangular heater are<br />
used to heat the fluid medium. The power<br />
of preheater is maintained so that the<br />
fluid enters the rectangular heater at a<br />
certain temperature.<br />
––<br />
Once natural circulation begins, the power<br />
of rectangular heater is increased by a<br />
certain amount of time step. In fact, the<br />
power should be added gradually, in order<br />
to allow the system to balance itself.<br />
––<br />
All requisite operational parameters are<br />
recorded. The above procedure is repeated<br />
by changing the fluid temperature at<br />
the inlet of the rectangular heater, the<br />
heat flux and size of experiment channel.<br />
In practice, the heating power is lost due to<br />
the glass wall of the experiment channel<br />
and a heat transfer efficiency of 0.75 is<br />
used. This is calculated using a heat balance<br />
experiment.<br />
Heat transfer coefficient kW/(m 2 K)<br />
4.0<br />
3.5<br />
3.0<br />
2.5<br />
2.0<br />
1.5<br />
80 90 100 <strong>11</strong>0 120 130 140<br />
Heat flux kW/m 2<br />
Experiment calculations<br />
Wall temperature calculation<br />
The effective heating power of the experiment<br />
channel is defined as equation (1).<br />
<br />
(1)<br />
In this equation, q is the effective heating<br />
power of experiment channel measured in<br />
kW/m 2 . U is the voltage of experiment<br />
channel measured in V. I is the electric current<br />
of experiment channel measured in A.<br />
eff is the heat transfer efficiency. b is the<br />
width of rectangular heating surface measured<br />
in m. L is the length of rectangular<br />
heating surface measured in m.<br />
In addition, there is an offset between the<br />
position of thermocouples and the inner<br />
wall surface of the experiment channel.<br />
Because the offset is small, it can be<br />
assumed that the temperature varies<br />
linearly along the thickness of inner wall.<br />
This temperature can be calculated by<br />
Fourier heat conduction law, which is<br />
showed as equation (2).<br />
<br />
(2)<br />
Fig. 4. The influence of heat flux on heat transfer coefficient.<br />
In the above equation, T wi is the inner wall<br />
temperature of test position i measured<br />
in K. T i is the thermocouple measuring<br />
temperature of i test position measured<br />
in K. λ<br />
w is thermal conductivity of heating<br />
plate measured in kW/(m K). δ is the gap<br />
w<br />
between the thermocouple and inner wall<br />
of experimental channel measured in m.<br />
Heat transfer coefficient of sub-cooled<br />
boiling calculation<br />
Through observation and experiment data<br />
analysis, it is found that the ONB occurs at<br />
the lower part in the mid-section of experiment<br />
channel. Hence, the average heat<br />
transfer coefficient of 9-12 test positions<br />
which are in the mid-section of experiment<br />
channel is regard as the standard heat<br />
transfer coefficient of sub-cooled boiling<br />
shown as equation (3).<br />
(3)<br />
Heat transfer coefficient kW/(m 2 K)<br />
2.6<br />
2.5<br />
2.4<br />
2.3<br />
2.2<br />
2.1<br />
2.0<br />
1.9<br />
1.8<br />
In the above equation, h is the heat transfer<br />
coefficient of sub-cooled boiling measured<br />
in kW/(m 2 K). T fi is the temperature of fluid<br />
at i th test position measured in K. It has<br />
been assumed [22] that the fluid’s temperature<br />
varies linearly along the axial direction<br />
from inlet to the outlet of the experiment<br />
channel.<br />
Experiment results and analysis<br />
The influence of heat flux on heat transfer<br />
coefficient<br />
F i g u r e 4 shows the influence of heat flux<br />
on heat transfer coefficient in a 3 mm experiment<br />
channel. The inlet sub-cooling is<br />
50 o C.<br />
As it is depicted in F i g u r e 4 , the heat<br />
transfer coefficient of sub-cooled boiling in<br />
natural circulation is 1.9 kW/(m 2 K) when<br />
the heat flux is at 80 kW/m 2 , and which in-<br />
2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0<br />
Experiment channel size mm<br />
Fig. 5. The influence of experiment channel on heat transfer coefficient.<br />
65
Sub-cooled boiling of natural circulation in narrow rectangular channels <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
creases to 3.9 kW/(m 2 K) when heat flux is<br />
increased to 138 kW/m 2 . It is observed that<br />
as the heat flux is increased, the heat transfer<br />
coefficient has a corresponding increase.<br />
For natural circulation system,<br />
more bubbles are produced in the subcooled<br />
boiling zone when the heat flux is<br />
increased. The generation and detachment<br />
of bubbles creates a disturbance in the liquid<br />
membrane, hence enhancing the heat<br />
transfer coefficient. Moreover, there is a<br />
corresponding increase in the void fraction<br />
of experiment channel. This increases the<br />
difference in the fluid density, thus causing<br />
the volume flow to increase. This enhances<br />
the heat transfer process even more.<br />
It is difficult for bubbles to be generated<br />
and get detached at low values of heat flux.<br />
In such a case, there is a high level of<br />
undercooling and the variation of heat<br />
transfer coefficient is small. When the heat<br />
flux is increased to a certain value, a strong<br />
disturbance is generated by the bubbles<br />
and there is an apparent increase in the<br />
heat transfer coefficient.<br />
The influence of experiment channel size<br />
on heat transfer coefficient<br />
F i g u r e 5 shows the influence of experiment<br />
channel size on heat transfer coefficient.<br />
The heat flux is kept at 100 kW/m 2<br />
with the inlet sub-cooling maintained at<br />
50 o C.<br />
As it is depicted in F i g u r e 5 , the heat<br />
transfer coefficient of natural circulation<br />
sub-cooled boiling attains a value of<br />
2.55 kW/(m 2 K) with a 2 mm gap size in<br />
the rectangular channel. The heat transfer<br />
coefficient decreases to 1.9 kW/(m 2 K)<br />
when the gap size is increased to 5 mm. For<br />
the sub-cooled boiling in natural circulation,<br />
it is observable that the heat transfer<br />
coefficient tends to decrease with increasing<br />
channel gap sizes. For smaller sizes, the<br />
narrow rectangular channel forces the<br />
Heat transfer coefficient kW/(m 2 K)<br />
3.6<br />
3.4<br />
3.2<br />
3.0<br />
2.8<br />
2.6<br />
2.4<br />
2.2<br />
2.0<br />
1.8<br />
10 15 20 25 30 35 40 45 50 55<br />
bubbles to squeeze together and coalesce.<br />
This creates a strong disturbance in the liquid<br />
membrane, thus enhancing the heat<br />
transfer process.<br />
The influence of inlet sub-cooling on heat<br />
transfer coefficient<br />
F i g u r e 6 shows the influence of inlet<br />
sub-cooling on heat transfer coefficient in a<br />
3 mm experiment channel. The heat flux is<br />
maintained at 80 kW/m 2 .<br />
As it is depicted in F i g u r e 6 , the heat<br />
transfer coefficient of natural circulation<br />
sub-cooled boiling is 3.4 kW/(m 2 K) when<br />
the inlet sub-cooling is 15 o C. For an inlet<br />
sub-cooling of 50 o C, the heat transfer coefficient<br />
decreases to 1.9 kW/(m 2 K). Obviously,<br />
the heat transfer coefficient is observed<br />
to decrease when the inlet sub-cooling<br />
is increased. On one hand, a high<br />
Inlet subsooling<br />
Fig. 6. The influence of inlet sub-cooling on heat transfer coefficient.<br />
degree of inlet sub-cooling leads to an increase<br />
in the single phase part, resulting in<br />
a lower heat transfer coefficient in the experiment<br />
channel. On the other hand, the<br />
void fraction of experiment channel also<br />
tends to decrease at the same time. A corresponding<br />
decrease in the density difference<br />
between the ascending and descending<br />
pipe tends to decrease the flow rate of<br />
natural circulation, thus having an opposing<br />
effect on the heat transfer coefficient.<br />
Mechanism analysis and empirical<br />
correlation<br />
Experiment phenomena<br />
Based on the natural circulation experiment<br />
device shown in F i g u r e 1 , it is possible<br />
to change the volume flow rate as well<br />
Volume<br />
6.5<br />
2.0<br />
Heating power<br />
6.0<br />
Bubbles<br />
Polymerization<br />
1.5<br />
5.5<br />
Volume flow in L/min<br />
1.0<br />
0.5<br />
5.0<br />
4.5<br />
4.0<br />
3.5<br />
Heating power in kW<br />
Bubbles<br />
Generation<br />
0.0<br />
3.0<br />
2.5<br />
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000<br />
t in s<br />
Fig. 7a. Volume flow with heating power.<br />
Fig. 7b. Fluid phenomenon in channel.<br />
66
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Sub-cooled boiling of natural circulation in narrow rectangular channels<br />
as the flow pattern in experiment channel<br />
by increasing the heating power. The inlet<br />
sub-cooling remains constant at an atmospheric<br />
pressure, and a gap size of 3 mm experiment<br />
channel is used. Figure 7a shows<br />
the trend of volume flow rate with the<br />
heating power and F i g u r e 7 b shows the<br />
flow pattern in the experiment channel.<br />
As seen from F i g u r e 7 a , an increase in<br />
the heating power leads to a corresponding<br />
increase in the average volume flow rate,<br />
accompanied with oscillation. In the beginning,<br />
the volume flow rate increases with<br />
slight oscillation. This is a direct result of<br />
small bubbles adhering to the heating surface.<br />
As the power is further increased, the<br />
bubbles combine together and detach from<br />
the heating surface. The bubbles are quickly<br />
compensated by the main fluid which is<br />
in a sub-cooled state. At this time, the volume<br />
flow tends to grow with drastic oscillation.<br />
When the heating power reaches a<br />
certain range, the main fluid becomes saturated.<br />
At this time, it is difficult to make<br />
bubbles condensation. Hence, the volume<br />
flow rate grows slowly with slight oscillation.<br />
As observed from F i g u r e 7 b , the bubbles<br />
are mostly generated on side of the<br />
rectangular channel. It reveals that the<br />
heat transfer coefficient is higher near the<br />
edges of the channel, than in the middle of<br />
experiment channel. The bubbles attach<br />
themselves to the heating wall, and then<br />
slip along with the flow direction. During<br />
this process, the bubbles are gradually compensated.<br />
The main fluid is highly subcooled<br />
near the entrance of the experiment<br />
channel, where the bubbles adhere themselves<br />
to the heating wall and initiate a<br />
slight disturbance in the thermal boundary<br />
layer. Hence, there is a lower heat transfer<br />
coefficient at this location. The main fluid is<br />
sub-cooled to a lower level in the upper section<br />
of the rectangular channel. At this location,<br />
the bubbles begin to polymerization<br />
and break away from the boundary layer,<br />
creating a drastic disturbance on thermal<br />
boundary layer. This results in a higher<br />
value of heat transfer coefficient.<br />
Mechanism analysis<br />
By analyzing the effects of inlet sub-cooling<br />
and heating power, observing motion characteristic<br />
of bubbles in experiment channel,<br />
this paper proposes three stages about subcooled<br />
boiling of natural circulation in a<br />
narrow rectangular channel. F i g u r e 8<br />
( a ) ( b ) ( c ) show the characteristics of<br />
bubbles in different stages about subcooled<br />
boiling of natural circulation in a<br />
narrow rectangular channel<br />
First stage: As shown in F i g u r e 8 ( a ) ,<br />
the main fluid is in the early sub-cooled<br />
boiling stage, where the small bubbles are<br />
adhered to the heating surface. These bubbles<br />
remain stationary when the power is<br />
kept constant. On one hand, the bubbles<br />
are condensed by the main fluid which is in<br />
Heat Wall<br />
Figure 8a Figure 8b Figure 8c<br />
Fig. 8 (a) (b) (c). Characteristics of bubbles in different stages about sub-cooled boiling of natural<br />
circulation in a narrow rectangular channel.<br />
a sub-cooled state, hence decreasing their<br />
size. On the other hand, the external heat<br />
tends to increase the size of bubbles. The<br />
actual size of the bubbles is determined by<br />
the balance of such opposing effects. There<br />
is a relatively small heat transfer coefficient<br />
at this stage, and the volume flow presents<br />
an increase with slight oscillation.<br />
Second stage: As shown in F i g u r e 8 ( b ) ,<br />
the main fluid is sub-cooled to a lesser degree<br />
along the flow direction as the heating<br />
power is increased. Bubbles begin to grow<br />
and break away from the heating wall.<br />
Some bubbles begin to coalesce, due to the<br />
squeezing effect of rectangular narrow<br />
channel. However, the bubbles gradually<br />
become smaller as they slip along the flow<br />
direction since the main fluid is in a subcooled<br />
state. The bubbles are periodically<br />
generated, separated and then condensed.<br />
In this stage, there is a relatively high heat<br />
transfer coefficient due to a higher disturbance<br />
effect. The volume flow increases<br />
with dramatic oscillation.<br />
Third stage: As shown in F i g u r e 8 ( c ) , it<br />
presents a reduction in the single phase<br />
and sub-cooled boiling sections, as the<br />
heating power is increased in the experiment<br />
channel. The upper part of the channel<br />
shows saturated boiling with the occurrence<br />
of mixing flow. In this stage, the<br />
main fluid has a lower degree of sub-cooling,<br />
and the generation rate of bubbles is<br />
much higher than the rate of their compensation.<br />
The disturbance caused by the bubbles<br />
generation and detachment enhances<br />
the turbulent kinetic energy of the<br />
boundary layer, which increases the heat<br />
transfer coefficient. At this time, the subcooled<br />
boiling begins to exhibit a transition<br />
towards the saturated boiling phenomenon.<br />
Empirical correlation<br />
At present, Rohsenow correlation [23]<br />
shown as equation (4) is usually used to<br />
calculate heat transfer coefficient of subcooled<br />
boiling at small flow rate. As for<br />
natural circulation, Cao correlation [24]<br />
shown as equation (5) and Hong correlation<br />
[25] shown as equation (6) are used to<br />
Heat Wall<br />
Heat Wall<br />
calculate heat transfer coefficient of subcooled<br />
boiling.<br />
(4)<br />
In the above equations, C pl is specific heat<br />
measured in J/(kg K). ∆t is the wall superheat<br />
measured in o C. r is latent heat of vaporization<br />
measured in J/kg. C wl is Rohsenow’s<br />
constant. q is the heat flux measured<br />
in kW/m 2 . l is the kinetic viscosity of saturated<br />
liquid measured in Pa˙s. is the surface<br />
tension measured in N˙m. g is the<br />
gravitational acceleration measured in m/<br />
s2. l is the density of saturated liquid<br />
measured in kg/m 3 . v is the density of saturated<br />
steam measured in kg/m 3 . Pr l is the<br />
Prandtl number of saturated liquid.<br />
(5)<br />
(6)<br />
<br />
In the above equations, h is the heat transfer<br />
coefficient of sub-cooled boiling measured<br />
in kW/(m K). q is the effective heating<br />
power of the experiment channel measured<br />
in kW/m 2 . ∆T sub is the sub-cooled degree<br />
measured in o C. b is the narrow gap of<br />
experiment channel measured in m.<br />
These equations (Eq. 4-6) are used to obtain<br />
the theoretical calculation results.<br />
F i g u r e 9 shows a comparison between<br />
theoretical calculations and the experiment<br />
results of the natural circulation system.<br />
As depicted in F i g u r e 9 , the calculations<br />
of Cao and Hong correlations fit well with<br />
the experiment results. The relative errors<br />
between theoretical calculations and the<br />
experiment results are less than 30 %.<br />
However, the theoretical calculations of<br />
Rohsenow correlation exhibit a large error.<br />
This is because the Rohsenow correlation<br />
only considers the effect of heat flux<br />
whereas the experiment considers the influence<br />
of channel size as well as inlet subcooling<br />
on the heat transfer coefficient,<br />
67
Sub-cooled boiling of natural circulation in narrow rectangular channels <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Calculation results kW/m 2 K<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
+30 %<br />
Cao correlation<br />
Hong correlation<br />
Rohsenow correlation<br />
-30 %<br />
ature, as well as the size of narrow rectangular<br />
channels.<br />
––<br />
For natural circulation systems, the generation<br />
and detachment of bubbles have<br />
an influence on heat transfer coefficient<br />
during sub-cooled boiling. This<br />
process is accompanied by flow oscillation.<br />
It is discovered that there are 3<br />
stages during the sub-cooled boiling<br />
phenomenon.<br />
––<br />
The empirical correlation has been proposed<br />
for the heat transfer coefficient of<br />
sub-cooled boiling, during natural circulation<br />
through narrow rectangular channels.<br />
It has been derived using dimensionless<br />
analysis method. All experiment<br />
results fall within ±15 % of the proposed<br />
correlation.<br />
apart from just the heat flux. In addition, as<br />
seen from F i g u r e 7, the generation and<br />
disappearance of bubbles which has a great<br />
influence on the volume flow rate leads to<br />
a instability in the process of sub-cooled<br />
boiling. This decreases the heat transfer coefficient.<br />
Although Cao and Hong correlations<br />
fit well with the experiment results,<br />
they can’t reflect the process of sub-cooled<br />
boiling. In this paper, dimensional analysis<br />
method has been performed in order to realize<br />
an empirical correlation for the heat<br />
transfer coefficient of sub-cooled boiling in<br />
natural circulation.<br />
According to the results of previous studies<br />
[10, 21, 25] and experiment results based<br />
on F i g u r e 1 , the governing factors which<br />
influence the heat transfer coefficient for<br />
natural circulation sub-cooled boiling phenomenon<br />
have been identified. Ta b l e 3<br />
gives a comprehensive list of such factors.<br />
According to the π theorem [26], D e , , f ,<br />
are selected as the fundamental variables<br />
to be analyzed and the equation (7) describing<br />
the heat transfer coefficient of subcooled<br />
boiling in natural circulation can be<br />
obtained.<br />
(7)<br />
The equation (7) is fitted based on the experiment<br />
results of the natural circulation<br />
system. The resulting empirical correlation<br />
is shown as Equation (8)-(9).<br />
(8)<br />
<br />
0<br />
0 1 2 3 4 5 6<br />
Experiment results kW/m 2 K<br />
Fig. 9. Comparison between calculation and experiment results.<br />
(9)<br />
F i g u r e 10 shows the calculation results<br />
using above correlation, as compared with<br />
Tab. 3. Dimensional parameters.<br />
the experiment results for the natural circulation<br />
system.<br />
As depicted in F i g u r e 10 , the calculation<br />
results show a good fit with the experiment<br />
results within an accuracy of ±15 %. In<br />
contrast to the previous studies, dimensional<br />
analysis method has been used to<br />
formulate the empirical correlation, which<br />
can describe the physical process about<br />
sub-cooled boiling of natural circulation in<br />
narrow rectangular channels.<br />
Conclusions<br />
Based on the experiments of sub-cooled<br />
boiling in natural circulation, different factors<br />
have been identified and investigated,<br />
which have an effect on heat transfer coefficient.<br />
The following conclusions have<br />
been drawn from this study:<br />
––<br />
For sub-cooled boiling, the heat transfer<br />
coefficient increases with an increase in<br />
the heating power and decreases with an<br />
increase in the inlet sub-cooling temper-<br />
Acknowledgments<br />
The research was funded by National Natural<br />
Science Foundation of China<br />
(No.50976033), Beijing Natural Science<br />
Foundation (No.3172032) and<br />
Nomenclature Meaning of nomenclature Unit Dimension<br />
h Heat transfer coefficient kW(/m 2 K) MT –3 –1<br />
D e Hydraulic diameter of heating channel m L<br />
Liquid thermal conductivity kW/(m K) MLT –3 –1<br />
V Thermal expansion coefficient K - 1 –1<br />
g Gravitational acceleration m/s 2 LT –2<br />
∆T Sub-cooling degree K <br />
q Heat flux kW/m 2 MT –3<br />
C p Constant specific heat capacity kJ/(kg K) L 2 T –2 –1<br />
Fluid density Kg/m 3 ML –3<br />
f Dynamic viscosity of fluid Pa˙s ML –1 T –1<br />
w Dynamic viscosity of fluid near wall Pa˙s ML –1 T –1<br />
Length-width ratio of experiment cross-section Dimensionless N/A<br />
Fundamental Research Funds for Central<br />
Universities (No.2017XS086). Finally, the<br />
authors would also like to thank the<br />
researchers of Institute of Nuclear Thermal<br />
Safety and Standardization for their<br />
contribution.<br />
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68
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Sub-cooled boiling of natural circulation in narrow rectangular channels<br />
Calculation results kW/m 2 K<br />
3.5<br />
3.0<br />
2.5<br />
2.0<br />
1.5<br />
1.0<br />
0.5<br />
0.0<br />
[5] Chen C, Chang W, Li K, et al. Subcooled<br />
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Experiment results kW/m 2 K<br />
-15 %<br />
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5<br />
Fig. 10. Comparison between calculation and experiment results.<br />
[10] Pan L M, Jen T C, He C, et al. Heat Transfer<br />
and Bubble Movement of Two-Side and One-<br />
Side Heating Subcooled Flow Boiling in Vertical<br />
Narrow Channels [J]. Journal of Heat<br />
Transfer, 2006, 128(8): 838-842.<br />
[<strong>11</strong>] Al-Yahia O S, Yong J L, Jo D. Effect of transverse<br />
power distribution on the ONB location<br />
in the subcooled boiling flow [J].<br />
Annals of Nuclear Energy, 2017, 100: 98-<br />
106.<br />
[12] Xu Jianjun, Chen Bingde, Wang Xiaojun,<br />
et al. Phenomenon and analysis of motive<br />
bubbles near the narrow side in a rectangular<br />
narrow channel [J].Chemical engineer,<br />
2007, 35(8): 22-24.<br />
[13] Jiang S Y, Yao M S, et al. Experimental simulation<br />
study on start-up of the 5MW nuclear<br />
heating reactor [J]. Nuclear Engineering<br />
and Design. 1995 , 158(2): <strong>11</strong>1-123.<br />
[14] Zhou Tao. Passive concept and technology<br />
[M]. Tsinghua University Press, 2016.<br />
[15] Reyes J N, Lorenzini P. NuScale power: A<br />
modular, scalable approach to commercial<br />
nuclear power [J]. Nuclear News, 2010,<br />
53(7): 97-104.<br />
[16] Motlagh S Y, Soltanipour H. Natural<br />
convection of Al2O3-water nanofluid in<br />
an inclined cavity using Buongiorno’s<br />
two-phase model [J]. International Journal<br />
of Thermal Sciences, 2017, <strong>11</strong>1: 310-<br />
320.<br />
[17] Zhang L, Hua M, Zhang X, et al. Visualized<br />
investigation of gas-liquid stratified flow<br />
boiling of water in a natural circulation<br />
thermosyphon loop with horizontal arranged<br />
evaporator [J]. International Journal<br />
of Heat & Mass Transfer, 2016, 102:<br />
980-990.<br />
[18] Zhou Tao, Qi Shi, Song Mingqiang, et al.<br />
Experimental study of natural circulation<br />
flow instability in rectangular channels [J].<br />
Kerntechnik, 2017,82: 1-6.<br />
[19] Zhou Tao, Qi Shi, Song Mingqiang, et al.<br />
Experimental study on flow excursion of<br />
two phase natural circulation under<br />
low pressure in narrow rectangular channel<br />
[J]. Nuclear Power Engineering, 2016(4):<br />
1-5.<br />
[20] Zhou T, Duan J, Hong D, et al. Characteristics<br />
of a single bubble in subcooled boiling<br />
region of a narrow rectangular<br />
channel under natural circulation [J]. Annals<br />
of Nuclear Energy, 2013, 57(5):<br />
22-31.<br />
[21] Sheng Cheng. Research on developing<br />
mechanisms in narrow rectangular channel<br />
under natural circulation flow condition<br />
[D]. North China Electric Power University,<br />
2013.<br />
[22] Ren Fuhu. Visualized Experimental investigation<br />
of subcooled flow boiling heat transfer<br />
in horizontal narrow annular channels<br />
[D]. Inner Mongolia of Science and Technology,<br />
2008.<br />
[23] Su Guanghui, Qiu Suizheng, Tian Wenxi.<br />
Thermal hydraulic calculation method of<br />
nuclear power system [M]. Tsinghua University<br />
Press, 2013.<br />
[24] Cao Xiaxin. The study on natural convective<br />
subcooled boiling heat transfer in vertical<br />
narrow annulars [D], Harbin Engineering<br />
University, 2003.<br />
[25] Hong Dexun. Research on heat transfer<br />
characteristics of natural circulation in different<br />
gap rectangular narrow channel [D],<br />
North China Electric Power University,<br />
2013.<br />
[26] Yang Shiming, Tao Wenquan. Heat transfer<br />
[M]. Higher Education Press, 2006. l<br />
<strong>VGB</strong>-Standard<br />
Preservation of Steam andGas Turbo-Generator Sets<br />
Edition 2017 – <strong>VGB</strong>-S-036-00-2017-04-EN<br />
DIN A4, 42 Pa ges, Pri ce for <strong>VGB</strong> mem bers* € 190.–, for non mem bers € 280.–, + VAT, ship ping and hand ling<br />
DIN A4, 42 Seiten, Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.<br />
The present <strong>VGB</strong>-Standard covers all aspects of preservation. This standard provides operators, manufacturers<br />
and planners with a basic framework on how and to what extent the steam turbines, gas turbines and<br />
generators are to be treated.<br />
The editorial team has decided to take the steam turbine and the generator from the <strong>VGB</strong>-R <strong>11</strong>6 “Preservation<br />
of Power Plants” (republished as <strong>VGB</strong>-S-<strong>11</strong>6-00-2016-04-EN “Preservation of Power Plants”),<br />
to add a section on the gas turbine and to publish both together in this revised <strong>VGB</strong> standard “<strong>VGB</strong>-<br />
S-036-00-2017-04”.<br />
This <strong>VGB</strong>-Standard can be used analogously to protect other plant components in the power plant against<br />
corrosion. It is prepared to the best of our professional knowledge, but does not claim to be complete.<br />
By its very nature, this <strong>VGB</strong>-Standard is a recommendation and therefore cannot replace the expertise of the<br />
users.<br />
In principle, however, in addition to the recommendations and measures for protecting the assets by preservation<br />
as described below, the manufacturer’s instructions and the specifications from the operating manuals<br />
must also be observed.<br />
<strong>VGB</strong>-Standard<br />
Preservation of Steam and<br />
Gas Turbo-Generator Sets<br />
2 nd Edition<br />
<strong>VGB</strong>-S-036-00-2017-04-EN<br />
69
SAVE THE DATE<br />
<strong>VGB</strong> CONGRESS 2020<br />
100 YEARS <strong>VGB</strong><br />
ESSEN, GERMANY<br />
9 AND 10 SEPTEMBER 2020<br />
l Recent and interesting information on energy supply.<br />
l 100 years of <strong>VGB</strong>. Future challenges and their solutions.<br />
l You too can benefit from expertise and exchange with the community.<br />
On November 29, 1920, representatives from the power generation industry met to jointly develop solutions for problems in<br />
their power plants. This was the birth of today‘s <strong>VGB</strong> PowerTech, which will celebrate its 100 th anniversary in 2020.<br />
Today‘s technical journal of the same name has accompanied technical, political and social developments. Until the<br />
anniversary event in September 2020 in Essen we will accompany this with selected contributions from 100 years of <strong>VGB</strong>.<br />
Further information:<br />
Information on participation: Ines Moors<br />
Am www.vgb.org/en/kongress_2020.html<br />
29. November 1920 trafen sich Vertreter aus der Stromerzeugung, Phone: +49 um 201 Lösungen 8128-274 für anstehende E-mail: Probleme vgb-congress@vgb.org<br />
in ihren Kraftwerken<br />
gemeinsam zu erarbeiten. Dies war die Geburtsstunde des heutigen <strong>VGB</strong> PowerTech, der im Jahr 2020 100-jähriges Bestehen feiern<br />
wird. Die heutige gleichnamige Fachzeitschrift hat die technischen, Information politischen on the und exhibition: gesellschaftlichen Angela Entwicklungen Langen begleitet. Bis<br />
zur Photos Jubiläumsfeier ©: Grand Hall im September 2020 in Essen werden wir Phone: mit ausgewählten +49 201 Beiträgen 8128-310 aus 100 E-mail: Jahren angela.langen@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> dieses begleiten.
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 1 (2002)<br />
Supply Security<br />
Towards a European Strategy for the<br />
Security of Energy Supply<br />
Held at the <strong>VGB</strong> Congress “Power Plants 2001” in Brussels/Belgium<br />
on <strong>11</strong>th October 2001<br />
Kurzfassung<br />
Gesicherte Energieversorgung –<br />
auf dem Weg zu einer europäischen<br />
Strategie<br />
Authors<br />
P. de Sampaio Nunes<br />
Director Conventional Energies,<br />
Directorate General for Energy and<br />
Transport, European Commission,<br />
Brussels/Belgium.<br />
Unser Lebensstil hat sich in den letzten Jahrzehnten<br />
durch die Elektrizität deutlich verändert.<br />
Eine Reihe von Innovationen, wie vollkommen<br />
moderne Formen des Transports, der<br />
Kommunikation, des Handels, der Diplomatie,<br />
der Medizin – diese Liste ließe sich beliebig<br />
fortführen –, wurden durch Elektrizität möglich.<br />
Der Beitrag, den Strom zur zukünftigen<br />
Energieversorgung leistet, ist von entscheidender<br />
Bedeutung.<br />
In den letzten 10 Jahren konnten wir enorme<br />
Veränderungen innerhalb der rechtlichen<br />
Strukturen der europäischen Energiemärkte<br />
beobachten. Wir haben auch gesehen, wie<br />
sich die EVU organisieren und durch gegenseitigen<br />
Austausch Innovationen auf den Weg<br />
bringen. Versorger und Konsumenten finden<br />
gemeinsame Ziele und Interessen. Wenn wir<br />
das Thema “Gesicherte Energieversorgung –<br />
auf dem Weg zu einer europäischen Strategie”<br />
betrachten, sind auch Veränderungen auf<br />
übergeordneter Ebene zu berücksichtigen. Der<br />
Energie- und der Strommarkt sind eng mit<br />
politischen Ereignissen und Entscheidungen<br />
verknüpft. Unsere Möglichkeiten, die Herausforderungen<br />
der Energieversorgung anzunehmen,<br />
sind zumindest teilweise davon abhängig,<br />
wie wir die Umstrukturierung in der<br />
Gesellschaft und der Wirtschaft meistern.<br />
Diese Veränderungen werden im vorliegenden<br />
Beitrag angesprochen, mit Einblick in die<br />
Vorgehensweise der Kommission im Hinblick<br />
auf diese Veränderungen.<br />
Die Stromversorgung und generell die Energieversorgung<br />
sind eng mit anderen Aspekten<br />
verbunden. Die Liberalisierung der Märkte,<br />
grenzübergreifender Handel, der Einsatz sauberer<br />
Umwandlungsverfahren auf der Basis erneuerbarer<br />
Energieträger, die Verminderung<br />
der Emissionen und die Verbesserung der Wirkungsgrade<br />
sind Themen, mit denen sich die<br />
EVU auseinandersetzen müssen, und die weit<br />
über die reine Versorgungsaufgabe hinaus<br />
gehen.<br />
Wenn wir die zukünftige europäische Strategie<br />
und die gesicherte Energieversorgung betrachten,<br />
bin ich überzeugt, dass die Stromindustrie<br />
die anstehenden Aufgaben zuverlässig<br />
und sicher angehen wird. Aus diesem<br />
Grunde wird Strom bei der sicheren Energieversorgung<br />
Europas an Bedeutung gewinnen<br />
und die Elektrizitätsindustrie eine wichtige<br />
Rolle bei der zukünftigen und nachhaltigen<br />
Energieversorgung spielen.<br />
Introduction<br />
I am delighted to see how this congress has<br />
brought together experience from throughout<br />
Europe and beyond. This confirms in my<br />
mind the gradual internationalisation of Europe’s<br />
energy markets. The last ten years<br />
have seen significant changes in the legal<br />
structures of Europe’s energy markets, and I<br />
will come back to this presently. But we have<br />
also seen a transformation in the way energy<br />
operators organise themselves, talk to one another<br />
and stimulate innovation. Producers<br />
and consumers alike are finding common<br />
purpose and common interests.<br />
This brings me to the theme of my speech today.<br />
For, when we look “towards a European<br />
strategy for the security of energy supply”,<br />
we need to consider changes in the wider<br />
context. Energy and electricity markets are<br />
closely intertwined with wider political<br />
events. Our ability to address challenges in<br />
energy supply depends at least partially on<br />
our success in managing wider changes in society<br />
and the economy. In the course of my<br />
lecture today, I will elaborate on these<br />
changes and challenges and offer some insight<br />
into the approach which the European<br />
Commission is considering in order to address<br />
these challenges.<br />
Challenges<br />
First may I begin by recalling the Commission’s<br />
Green Paper which shares the title of<br />
today’s lecture. Most if not all of you will be<br />
aware of the content of the Green Paper.<br />
Many of you have no doubt participated in<br />
the ongoing debate on the Green Paper.<br />
Could I take this opportunity to thank those<br />
of you who have taken part – we have been<br />
very pleased by the response. Apart from<br />
some 120 written submissions, my colleagues<br />
and I have been invited to around<br />
270 events within Europe and beyond in<br />
order to discuss the Green Paper. Add to this<br />
the many thousands of visits to the Green<br />
Paper web site every month, and you have a<br />
sense of how wide the debate is.<br />
The Commission’s Green Paper, you will recall,<br />
crystallises the fundamental dilemmas<br />
facing policy makers in the energy field today.<br />
— Growing energy demand is increasing<br />
our demand for fossil fuels. We estimate<br />
that by 2030 fossil fuels could account<br />
for 86 % of our energy needs in Europe.<br />
And by then the EU will need to import<br />
at least 90 % of our oil and coal and 60<br />
% of our gas.<br />
— We are failing to exploit our indigenous<br />
and renewable sources of energy. Instead<br />
of moving towards our stated objective<br />
of a 12 % share for renewables in the<br />
energy balance, the European Union is<br />
stagnating around the 6 % mark.<br />
— We are missing out on opportunities for<br />
energy saving. It is estimated that 18 %,<br />
that is almost one fifth of the EU’s energy<br />
use could be saved using available technologies.<br />
At the same time, we need to take urgent action<br />
in order to drastically reduce our<br />
emissions of CO 2 . Instead of which, our CO 2<br />
emissions are still rising, and energy use is<br />
largely to blame. If current trends continue,<br />
the EU risks increasing its emissions by 8 %<br />
by 2010. In fact, our objective is to cut them<br />
by 8 %.<br />
— Finally, although the EU is the world’s<br />
second largest energy consumer, our influence<br />
on the international energy stage<br />
is relatively limited. This indicates, in our<br />
view, that our existing structures for international<br />
collaboration with our<br />
partners are inadequate.<br />
When we look at the picture for an enlarged<br />
European Union, of up to 28 member states,<br />
these trends are even more striking. It is true<br />
that some countries have progressed more in<br />
some areas than others, but, overall, the same<br />
challenges re-emerge – growing demand,<br />
growing dependence on imported fuel and<br />
growing emissions of greenhouse gases.<br />
In the Commission’s view, this combination<br />
considerably weakens the security of our<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2002 27<br />
71
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 1 (2002)<br />
Supply Security<br />
energy supply. Put more bluntly, it is simply<br />
unsustainable.<br />
Changes<br />
These trends have been going on for a long<br />
time, but several parallel changes make it<br />
more urgent than ever to tackle them.<br />
— First, and most pressing at the moment,<br />
are geopolitical changes. Although oil<br />
markets have not been unusually volatile<br />
over the last month, the so-called war on<br />
terrorism calls for vigilance, both from<br />
policy makers and from energy producers.<br />
— Second, rising demand in developing<br />
countries, linked to economic growth, are<br />
beginning to increase the competition<br />
among our traditional suppliers for fossil<br />
fuels. Even though reserves are not<br />
threatened with exhaustion, there is some<br />
question over the ability of suppliers to<br />
increase their capacity accordingly.<br />
— Third – and it might not have escaped<br />
your attention that my first three points<br />
all relate to external developments more<br />
or less outside of our control – international<br />
oil markets over the past few<br />
years have been far from stable. I do not<br />
need to remind you how important stable<br />
markets are to industry and investment. It<br />
is difficult to predict which way the oil<br />
price will go over the coming months.<br />
Whichever way it moves, it could have a<br />
lasting impact on economic and industrial<br />
strategies.<br />
Within Europe, the future contribution of nuclear,<br />
coal and renewable energy to electricity<br />
generation is also far from clear. Several<br />
member states have announced a moratorium<br />
on nuclear power, others are not<br />
building new capacity to replace plants<br />
coming our of operation. This could leave a<br />
dangerous gap in our power capacity, as well<br />
as drive us towards forms of electricity generation<br />
which produce far more greenhouse<br />
gas emissions. How big this risk is depends<br />
to some extent on how far the market absorbs<br />
renewable energies and how successful we<br />
are in applying clean coal technologies. I<br />
shall come back to this presently.<br />
— Finally, current economic circumstances<br />
are putting pressure on companies’ finances.<br />
This is unfavourable for investment<br />
in energy technology development.<br />
Yet high levels of investment in clean<br />
energy technology are precisely what we<br />
need if we are to maintain our high technological<br />
base in the energy field. We also<br />
need to invest heavily in new technology<br />
in order to reduce our greenhouse<br />
gas emissions and to increase the use of<br />
cleaner renewable energy sources. If, as<br />
some economists maintain, the world<br />
economy is entering a global recession,<br />
then this is not only bad news for energy<br />
technology advances in Europe. It also<br />
acts as a brake on investment in clean<br />
technology in other parts of the world.<br />
As far as electricity is concerned, if demand<br />
continues to grow according to current<br />
trends, we shall need to invest heavily in new<br />
capacity. With demand rising on average by<br />
2% per year in member states, and 3 % in<br />
candidate countries, it is estimated that<br />
600 000 MW will be needed over the next<br />
twenty years to replace power stations<br />
coming out of production and to meet increased<br />
demand. This corresponds to two or<br />
three plants of 1000 MW being constructed<br />
every month for 20 years.<br />
How far can we reduce the need for new<br />
plants? And what sort of plants will we<br />
build? I expect that these and similar questions<br />
will come under the microscope today.<br />
In the European Commission, we do not have<br />
the answers. Each form of energy has advantages<br />
and disadvantages, and these, I am<br />
sure, will be expounded by many renowned<br />
specialists in the course of the next two days.<br />
In our view the key is diversification – that<br />
is, keeping the range of energy options as<br />
wide as possible. But, in a truly liberalised<br />
and open market, it is ultimately consumers<br />
and companies who will take the lead.<br />
Strategic Energy Challenge<br />
More than ever before, the delicate interplay<br />
between energy needs, environmental objectives<br />
and sound economic development is<br />
being put to the test. Yet our future health<br />
and wealth depend on finding the right balance<br />
between these three demands. This is<br />
what I would term the European Union’s<br />
strategic energy challenge. We need to secure<br />
a sustainable energy supply for Europe, one<br />
which will withstand changes to international,<br />
economic and environmental circumstances.<br />
What is at stake is Europe’s future<br />
energy supply.<br />
In the Commission’s view, the size of this<br />
challenge makes it essential for Europe to develop<br />
a sustainable energy strategy, within a<br />
stable long term framework, providing a firm<br />
foundation for Europe’s future role on the<br />
world stage. This strategy should benefit industry,<br />
consumers and the environment alike.<br />
I would now like to elaborate on the approach<br />
we are taking in order to reach this<br />
ambitious goal.<br />
Approach<br />
We are not going to reach our objective overnight.<br />
It will need patience from policy<br />
makers, investment from industry and initiative<br />
from consumers. However, the current<br />
debate on the Green Paper is helping us to<br />
formulate our ideas. And I am happy to share<br />
some of these with you today.<br />
Energy Demand Management<br />
First, we remain convinced that a proactive<br />
approach to energy saving is crucial first step<br />
to developing a sustainable energy supply<br />
policy. Put very simply, each kilowatt saved<br />
equates to at least one kilowatt less which has<br />
to be supplied. It follows therefore that energy<br />
saving can be a direct means of improving<br />
prospects for energy supply. We therefore<br />
see energy saving as a cornerstone of a sustainable<br />
energy supply.<br />
Liberal Markets<br />
A second cornerstone is a liberal and open internal<br />
market for electricity and gas. With<br />
this in mind the European Commission proposed<br />
earlier this year a set of new measures<br />
designed to bring forward the schedule of the<br />
internal energy market, to reinforce the conditions<br />
which encourage real and fair competition,<br />
and to introduce a genuine single<br />
market.<br />
As Mrs de Palacio Vice-President of the<br />
Commission responsible for Energy and<br />
Transport, announced in March 2001. These<br />
new proposals constitute a decisive step towards<br />
providing the people of Europe with<br />
the most advanced and integrated electricity<br />
and gas system, offering the best guarantees<br />
of security of supply and consumer protection<br />
and bringing real benefits in terms of<br />
competition, prices and competitiveness.<br />
Above all, the proposals will create a future<br />
European energy market which offers greater<br />
choice while providing all Europeans with a<br />
guaranteed, high-quality service.<br />
In this way, Europe hopes to avoid the problems<br />
of California, which have largely resulted<br />
from an inadequate legal framework<br />
and inadequate production capacity.<br />
If Europe’s energy supply is to be secured,<br />
our energy markets need to be based on clear<br />
rules and effective regulation. The Commission<br />
is therefore committed to seeing that<br />
links are maintained and developed with all<br />
the main players: producers, network managers,<br />
market operators, consumers and<br />
unions.<br />
In this way, the Commission aims to open up<br />
the gas and electricity markets fully by 2005<br />
for the benefit of European consumers and in<br />
the interests of a more secure energy supply.<br />
Oil Dependence<br />
I mentioned earlier our escalating dependence<br />
on imported fossil fuels. One of the tests<br />
we face is to find ways of reducing this dependence,<br />
or at least to mitigate the risks<br />
28 <strong>VGB</strong> PowerTech 1/2002<br />
72
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 1 (2002)<br />
Supply Security<br />
which it brings. The Commission believes<br />
our first priority should be transport, which is<br />
not only dangerously dependent on oil, most<br />
of it imported, but is at the same time the<br />
greatest contributor to our rising greenhouse<br />
gas emissions.<br />
With this in mind, the European Commission<br />
has recently approved a White Paper on Europe’s<br />
future transport policy, aiming at a<br />
transport system offering a high level of<br />
quality and safety. Above all, the White<br />
Paper seeks a more imaginative and rational<br />
use of the different means of transport and infrastructures.<br />
This implies a re-balancing between<br />
the road sector, primarily fuelled by<br />
oil, and other forms of transport – fluvial,<br />
maritime and rail. If successful, it could also<br />
help to redress the imbalance in our energy<br />
mix – and incidentally, give a greater prominence<br />
to electricity.<br />
Technology Development<br />
The Commission would also like to promote<br />
technologies for cleaner energy production<br />
and use. There are several<br />
examples of European companies leading<br />
the world in energy technology – some of<br />
which you represent. The enormous expansion<br />
of the European wind industry over<br />
the last ten years is a promising example<br />
for other renewable industries to follow.<br />
European companies have led the world in<br />
clean coal technologies, which can reduce<br />
emissions from coal burning power stations<br />
by up to 50 %. Countries around the world<br />
can benefit from our innovation. And we<br />
wish to pursue the highest standards of nuclear<br />
safety and continue research into<br />
waste management.<br />
Technology promotion will be crucial to<br />
achieving objectives which the Commission<br />
has set itself in the area of renewables. The<br />
new Renewables directive, agreed last<br />
month, commits Member States to respect<br />
national targets in the proportion of electricity<br />
generated from renewable energy.<br />
Member States are also obliged to introduce<br />
certification systems for green electricity.<br />
Parallel measures will help to create the conditions<br />
for electricity from renewable sources<br />
to compete fairly with electricity from conventional<br />
sources. After all, the barriers<br />
facing renewable energy technologies are not<br />
only technological, but also physical, social<br />
and, above all, economic.<br />
Europe’s industry has made dramatic leaps<br />
forward in some renewables sectors, for<br />
example wind power and biofuels. They have<br />
also made significant advances in cleaner<br />
electricity generation and energy efficient<br />
equipment. Much more is needed, and the<br />
contribution which companies like yours can<br />
make will be crucial. If we are successful, not<br />
only is it beneficial for our energy supply security,<br />
but also for our environment. And,<br />
needless to say, it will be good news for Europe’s<br />
competitiveness.<br />
International Stability<br />
Finally, we would like to achieve greater<br />
transparency and, ultimately, greater stability<br />
on energy markets. In part, we can use existing<br />
structures, in particular the producer consumer<br />
dialogue with oil-producing countries.<br />
But we would also like to build up our collaboration<br />
with key energy partners. One of<br />
these is Russia, and we are very keen that the<br />
proposed strategic energy partnership with<br />
Russia should bear fruit. But we also hope to<br />
build up collaboration with our partners in<br />
the Southern Mediterranean, Latin America,<br />
Africa, the Caspian region and Asia.<br />
Response to the Green Paper<br />
This brings me back to the theme I introduced<br />
at the beginning of my speech.<br />
Through its Green Paper, the European Commission<br />
wishes to place energy supply strategy<br />
clearly into its wider context. A safe,<br />
clean and affordable energy supply is a prerequisite<br />
to today’s way of life. As I have indicated<br />
earlier. we cannot have a secure energy<br />
supply unless energy policy is in tune<br />
with wider economic, environmental and international<br />
developments.<br />
Through the Green Paper the Commission<br />
has also given the wider public, in Europe<br />
and elsewhere, the opportunity to make<br />
their own views and proposals known as<br />
we look towards Europe’s future energy<br />
supply strategy. The response to the Green<br />
Paper has endorsed the Commission’s analysis.<br />
It has also demonstrated high levels of<br />
awareness across European industry and<br />
consumers of the challenges facing energy<br />
supply security.<br />
The response to the<br />
Green Paper has also<br />
underlined the importance<br />
of good diplomatic<br />
and financial relations<br />
with other countries<br />
across the globe,<br />
whether they are energy<br />
suppliers, transit countries<br />
or energy con-<br />
den Worten:<br />
sumers like ourselves.<br />
And, last but not least, it<br />
has attested to a commitment<br />
on the part of industry<br />
to help us formulate<br />
and realise a sustainable<br />
energy supply<br />
strategy. This commitment<br />
is greatly welcome.<br />
The Green Paper debate<br />
is still going on.<br />
Themen.<br />
Our intention is that we<br />
Kraftwerke 2001<br />
should, early next year, be able to formulate<br />
more concrete ideas for improving the<br />
prospects for Europe’s energy supply in the<br />
short, medium and longer term.<br />
Conclusion<br />
May I conclude by recalling the critical<br />
role that electricity providers play in today’s<br />
energy supply system. Electricity has<br />
transformed our way of life over the last<br />
few decades. It has brought all sorts of<br />
comforts and made possible modern forms<br />
of transport, communication, commerce,<br />
diplomacy, medicine – the list goes on.<br />
And I am sure that the contribution of electricity<br />
to our future energy supply will be<br />
crucial.<br />
However, electricity provision, like energy<br />
supply in general, is closely linked to wider<br />
developments. The liberalisation of markets,<br />
cross-border trading, the application<br />
of clean and renewable technologies, reducing<br />
emissions from power stations, improving<br />
energy efficiency: the electricity<br />
industry’s responsibilities go far beyond<br />
mere power supply to consumers.<br />
As we look forward to a European strategy<br />
for the security of energy supply, I am<br />
confident that the electricity industry<br />
will continue to carry out its task in a<br />
reliable and mature manner. In this way,<br />
electricity provision will continue to increase<br />
its importance in Europe’s energy<br />
supply, and the electricity industry will,<br />
I am sure, be a vital and valued player in<br />
a future strategy for a secure and sustainable<br />
energy supply.<br />
Der <strong>VGB</strong>-Kongress „Kraftwerke 2001“ in Brüssel<br />
Bericht über die Eröffnungsveranstaltung am 10. Oktober 2001<br />
Der <strong>VGB</strong>-Kongress „Kraftwerke 2001“ fand<br />
vom 10. bis zum 12. Oktober 2001 in Brüssel/Belgien<br />
statt. Mit der Wahl von Brüssel,<br />
der „Hauptstadt Europas“, sollte der zunehmend<br />
europäischen Ausrichtung unseres<br />
Verbandes <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. Rechnung<br />
getragen werden. Auch für die Zusammenarbeit<br />
mit der in Brüssel ansässigen EURE-<br />
LECTRIC, dem Dachverband der europäischen<br />
Stromwirtschaft, bot die europäische<br />
Metropole die ideale Plattform.<br />
Dr.-Ing. Gerd Jäger, Vorsitzender des<br />
<strong>VGB</strong>-Vorstandes, begrüßte die zahlreichen<br />
Gäste aus den <strong>VGB</strong>-Mitgliedsländern mit<br />
Dear Ladies and Gentlemen,<br />
Mesdames et Messieurs,<br />
meine sehr verehrten Damen und Herren,<br />
herzlich willkommen hier in Brüssel, der<br />
„Hauptstadt Europas“. Ich freue mich, Sie –<br />
auch im Namen meiner Vorstandskollegen –<br />
zum <strong>VGB</strong>-Kongress „Kraftwerke 2001“ begrüßen<br />
zu könnnen. Besonders freuen wir<br />
uns natürlich darüber, dass auch in diesem<br />
Jahr wieder so viele Damen unserer Einladung<br />
gefolgt sind – und Ihnen gilt mein<br />
ganz besonderer Willkommensgruß.<br />
Gerd Jäger eröffnet den <strong>VGB</strong>-Kongress<br />
„Kraftwerke 2001“.<br />
Mit rund 850 Teilnehmern aus 20 Nationen<br />
zeigt der <strong>VGB</strong>-Kongress sein internationales<br />
Gesicht. Die Vielfalt unserer Geschäfte spiegelt<br />
sich auch im Kongressprogramm wider –<br />
mit politischen, wirtschaftlichen und natürlich<br />
nach wie vor auch mit technischen<br />
Eröffnung des <strong>VGB</strong>-Kongresses „Kraftwerke 2001“ im Auditorium 2000 in Brüssel.<br />
Mein besonderer Gruß gilt an dieser Stelle<br />
dem Vertreter der Europäischen Kommission,<br />
Herrn Christopher Jones, der die Abteilung<br />
Strom und Wasser leitet. Mr. Jones,<br />
welcome and thank you for coming.<br />
Als quasi unseren Gastgeber heiße ich ganz<br />
herzlich willkommen Herrn Marc Taymans,<br />
Directeur de Cabinet du Secrétaire d’État<br />
Willem Draps, als Vertreter der Region Brüssel.<br />
Cher Monsieur Taymans, il nous est une<br />
joie particulière de pouvoir visiter cette année<br />
votre région et la belle ville de Bruxelles<br />
à l’occasion de notre congrès sur les centrales<br />
électriques. Merci et bien venue.<br />
Ein herzliches Dankeschön möchte ich auch<br />
an Herrn Willy Bosmans, den Vorstandsvorsitzenden<br />
von ELECTRABEL, richten. Er<br />
hat uns mit seinem Unternehmen und auch<br />
persönlich bei der Ausrichtung unterstützt.<br />
Monsieur Bosmans, par l’établissement des<br />
contacts locaux nécessaires, votre entreprise<br />
nous a fourni une aide précieuse dans les préparatifs<br />
du congrès et nous a particulièrement<br />
prêté son appui dans l’organisation du<br />
programme-cadre. Merci et bien venue.<br />
Außerdem heiße ich Herrn Dr. Rolf Bierhoff,<br />
den Präsidenten der EURELECTRIC, herzlich<br />
willkommen. Im vergangenen Jahr<br />
haben wir, EURELECTRIC und <strong>VGB</strong>, auf<br />
der europäischen Ebene eine partnerschaftliche<br />
Zusammenarbeit in allen Fragen der<br />
Kraftwerkstechnik vereinbart. Wir sind sehr<br />
gespannt, Herr Dr. Bierhoff, auf Ihre Grußworte.<br />
Ebenso möchte ich natürlich begrüßen die<br />
anwesenden Damen und Herren der Presse.<br />
Herausforderungen an die Branche<br />
Meine sehr verehrten Damen und Herren,<br />
was sind zurzeit die Highlights in unserer<br />
Branche, die besonderen Herausforderungen,<br />
vor denen wir stehen? Um diese Frage nach<br />
Veränderungen, nach Neuem beantworten zu<br />
können, lassen Sie mich bitte kurz einen<br />
Blick zurück auf die Geschichte unserer<br />
Branche und auch speziell unseres Verbandes<br />
werfen.<br />
Sie werden sich erinnern, dass unser Verband<br />
gegründet wurde, um die Probleme mit der<br />
Zuverlässigkeit und der Technik von Kraftwerken<br />
und die damit zusammenhängenden<br />
Sicherheitsaspekte in den Griff zu bekommen.<br />
Ich denke, wir können heute feststellen,<br />
dass wir dieses Ziel erreicht haben. Heute<br />
sind wir in der Lage, unsere Kraftwerke zuverlässig,<br />
sicher und umweltfreundlich zu betreiben.<br />
Allerdings mussten wir in den letzten Tagen<br />
– nach diesen schrecklichen Terroranschlägen<br />
in den USA – in eine neue Qualität der<br />
Sicherheitsdiskussion, insbesondere für unsere<br />
Kernkraftwerke, aber auch für die anderen<br />
Anlagen eintreten. Wir sind in dieser<br />
sehr schweren Debatte sehr schnell zu dem<br />
Ergebnis gekommen, dass unsere eigenen<br />
Anstrengungen lediglich die Sicherheit von<br />
innen heraus gewährleisten können. Wir sind<br />
30 <strong>VGB</strong> PowerTech 12/2001<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 1/2002 29<br />
73
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
R&D in EURELECTRIC´s View<br />
EURELECTRIC´s View on R&D Needs<br />
Kurzfassung<br />
F&E-Erfordernisse aus Sicht<br />
von EURELECTRIC<br />
Im Zuge der stark zunehmenden Liberalisierung<br />
sowie immer strikter werdender umweltrechtlicher<br />
Vorgaben hat die der EURELEC-<br />
TRIC zugehörige Arbeitsgruppe Forschung<br />
und Entwicklung ihren Arbeitsschwerpunkt auf<br />
eine Ermittlung der tatsächlichen Bedürfnisse<br />
von Forschung und Entwicklung gelegt, um<br />
den neuen Anforderungen der kommenden<br />
Jahrzehnte adäquat gewachsen zu sein.<br />
Die sich verändernden Rahmenbedingungen<br />
des Geschäftsbereichs führen offensichtlich zu<br />
den zwei gegensätzlichen Zielsetzungen Rentabilität<br />
(Erhöhung der Wettbewerbsfähigkeit)<br />
und Verantwortung (der Elektrizitätssektor im<br />
Rahmen einer dauerhaft zuverlässigen, nachhaltigen<br />
Entwicklung). Maßgebliche Aufgabe<br />
von Forschung und Entwicklung ist es heute,<br />
dieses Problemfeld sinnvoll auszufüllen.<br />
Daher erfolgte unter anderem die intensive<br />
Kontaktaufnahme mit der Europäischen Kommission,<br />
um die europäischen Sichtweisen<br />
von Forschung und Entwicklung mit denen der<br />
EURELECTRIC in Einklang zu bringen. Dies<br />
gilt besonders im Hinblick darauf, dass die Europäische<br />
Kommission gerade das siebte Rahmenprogramm<br />
für Forschung und Entwicklung,<br />
das FP7, in die Wege leitet.<br />
Im ersten Teil dieses Beitrags wird die aktuelle,<br />
auf Grundlage einer im Jahr 2004 von der<br />
EURELECTRIC durchgeführten Umfrage, Situation<br />
geschildert. Im zweiten Teil wird auf die<br />
zukünftigen Bedürfnisse von Forschung und<br />
Entwicklung eingegangen und dabei werden<br />
besonders die Bereiche für eine mögliche Zusammenarbeit<br />
in den Vordergrund gestellt. Die<br />
aktuelle Situation kennzeichnet sich hauptsächlich<br />
durch:<br />
— Verknappung der Budgets für Forschung<br />
und Entwicklung sowie die Unbeständigkeit<br />
in der Finanzierung durch Staat oder<br />
öffentliche Hand,<br />
— Schwerpunktsetzung auf kurzfristige, gewinnorientierte<br />
Themenbereiche,<br />
— Entwicklung energiebezogener Produkte<br />
und Dienstleistungen zur Wertzuwachssteigerung<br />
beim Endkunden.<br />
Die Bedürfnisse von Forschung und Entwikklung<br />
für die Zukunft werden detailliert dargestellt.<br />
Dabei wird auf zwei an die Europäische<br />
Kommission überstellte Positionspapiere Bezug<br />
genommen.<br />
Es wird der Schluss gezogen, dass Forschung<br />
und Entwicklung im Elektrizitätssektor für diese<br />
Zeit der umfangreichen und grundlegenden<br />
Änderungen von entscheidender Bedeutung<br />
sind.<br />
Introduction<br />
In the rapidly evolving context of liberalisation<br />
and more stringent environmental regulations,<br />
the WG R&D of EURELECTRIC<br />
has concentrated its efforts on evaluating<br />
R&D needs and its organisation in order to<br />
meet the new challenges coming in the next<br />
decades. Intensive contacts have been taken<br />
with the European Commission (EC) in order<br />
to align the European and the EURELEC-<br />
TRIC views on R&D, especially in light of<br />
the fact that the EC is now in the process of<br />
launching the Seventh Framework Program<br />
for R&D (FP7), which will govern all R&D<br />
subsidies and actions for the next eight years.<br />
Context<br />
Back to the basics, the mission of the electricity<br />
industry as defined in the green paper<br />
of the EU [1] is the following:<br />
“To ensure the uninterrupted physical availability<br />
of energy products on the market, at a<br />
price which is affordable for all consumers<br />
(private and industrial) while respecting environmental<br />
concerns and looking towards<br />
sustainable development.”<br />
The full achievement of this mission is particularly<br />
difficult. Indeed, the supplying of<br />
electricity is a highly conservative business<br />
with slow technological evolution, yet which<br />
is faced with rapid background changes.<br />
These hardly compatible features are explicated<br />
as follows:<br />
— Slow technological evolution of the electricity<br />
industry<br />
– heavy assets with long life,<br />
– mostly mature technologies,<br />
– long installation periods/high investments<br />
for new assets.<br />
– Changing background<br />
– regulatory changes,<br />
– competitive environment,<br />
– new market entrants<br />
– new business model,<br />
– increasing customer focus,<br />
– pan-European integration,<br />
– global environmental issues.<br />
Moreover, social pressure is becoming<br />
stronger; not only against nuclear energy, but<br />
also against new installations, even against<br />
some renewables (e.g. offshore wind turbines).<br />
On the other hand, security of supply<br />
is considered as a normal rule: the tolerance<br />
for blackout is tending to zero.<br />
The changing background obviously leads to<br />
the two contradictory objectives of profitability<br />
(improve competitiveness) and responsibility<br />
(the electricity industry as an instrument<br />
to reach sustainable development).<br />
Thus, R&D must be focused on resolving<br />
that dilemma (Figure 1).<br />
Profitability is a business issue:<br />
Corresponding R&D is aimed at improving<br />
competitiveness by<br />
Autoor Author<br />
Jacqueline Stubbe<br />
Executive Manager<br />
Strategy, Business Development<br />
and Control,<br />
LABORELEC, Linkebeek/Belgium.<br />
Figure 1. R&D has to resolve contradictory objectives.<br />
30 <strong>VGB</strong> PowerTech 4/2006<br />
74
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
EUR/MWh<br />
1.4<br />
1.2<br />
1.0<br />
0.8<br />
0.6<br />
0.4<br />
0.2<br />
0.0<br />
— reducing costs,<br />
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 <strong>11</strong><br />
Country<br />
Gouvernment/public funds<br />
— improving the reliability/availability and<br />
flexibility of equipment,<br />
— developing products for approaching<br />
clients.<br />
Responsibility is a societal issue:<br />
Corresponding R&D efforts are focused on<br />
— security of supply,<br />
— energy efficiency,<br />
— respect for the environment.<br />
On top of that, R&D has also to care for<br />
building competences, for example in the<br />
domain of new materials, new simulation<br />
methods, etc.<br />
From this analysis, it can be concluded that<br />
R&D is a key factor in achieving all of these<br />
commitments and that congruent efforts must<br />
be delivered to make it efficient (appropriate<br />
selection of topics) and effective (get useful results<br />
in an acceptable time frame and budget).<br />
However, in spite of the crucial nature of<br />
R&D, the general tendency within the Electricity<br />
Industry is to decrease R&D budgets.<br />
ESI expenditures<br />
Figure 2. Ratio of total R&D expenditure and gross electricity available for the inland (Eurostat data).<br />
Strategy<br />
-<br />
policy<br />
Manufactures<br />
Selection<br />
and<br />
design<br />
Construction<br />
Co-operative R & D<br />
Commissioning<br />
linking<br />
to the grid<br />
Operation<br />
maintenance<br />
Competitive R & D<br />
Figure 3. Co-operative and competitive R&D along the life cycle of equipments.<br />
Refurbishment<br />
dismantling<br />
Electricity industry<br />
Today: Main R&D Features from<br />
EURELECTRIC Enquiry<br />
An enquiry into R&D practices was carried<br />
out in 2004 by the EURELECTRIC WG<br />
R&D (based on eleven European countries).<br />
Several key features were highlighted:<br />
— The typical R&D expenditure amounts to<br />
0.1 to 0.4 % of the turnover of electricity<br />
companies. This is far away from the 3 %<br />
R&D in EURELECTRIC´s View<br />
recommended by the European Commission.<br />
The ratio of total R&D expenditure<br />
per country and gross electricity available<br />
for domestic consumption (according<br />
to Eurostat data) is given in Figu<br />
r e 2 . It is obvious that the situation<br />
varies from one country to another, from<br />
0.1 EUR/MWh to 1.25 EUR/MWh. This<br />
figure also shows the great variability of<br />
funding by government/public authorities<br />
(from 0 to 80 % of the total expenditure).<br />
The mechanisms for public funding are<br />
also variable, from a levy on the electricity<br />
bill, EU or national funding, or tax reduction.<br />
— The enquiry highlighted common trends<br />
for R&D:<br />
– short-term, profit oriented,<br />
– decreasing budgets,<br />
– tendency to less co-operation, induced<br />
by competition,<br />
– move towards reliance on manufacturer:<br />
the electricity companies no longer develop<br />
equipment. They intervene mainly<br />
as end user for “first of a kind” application.<br />
— Preferential R&D topics are given in<br />
Table 1.<br />
The trend is obviously to devote primary efforts<br />
to the improvement of the existing assets<br />
and to cope with local regulations,<br />
whereas the development of technologies for<br />
the future and the global climatic issues draw<br />
much less interest.<br />
To be pointed out: the customer approach appears<br />
as one of the top priorities along with<br />
improvement in the quality of supply and development<br />
of energy-related products and<br />
services.<br />
Tomorrow: Needs for R&D<br />
Stimulated by the imminent effect of the<br />
Seventh Framework Program (FP7) on R&D,<br />
the EURELECTRIC R&D group intensively<br />
reflected on the R&D needs. It was generally<br />
agreed that Co-operative R&D (grouping<br />
several electricity companies and manufacturers),<br />
more particularly for R&D devoted to<br />
Table 1. Preferential R&D topics for electricity industry (from the answers of <strong>11</strong> European<br />
countries to a Eurelectric inquiry).<br />
Generation – Improvement/extrapolation of traditional technologies ✭✭✭<br />
– Renewable/waste ✭<br />
– Small size generation ✭<br />
Grid – Transmission: congestion/wind intermittency ✭✭<br />
– Distribution/DG integration ✭<br />
Environment – Cope with regulations ✭✭✭<br />
Customer<br />
– Climatic issues/green certificates ✭✭<br />
– Quality of supply<br />
– Energy-related products services<br />
✭✭✭<br />
Energy of the future – hydrogen/ ... ✭<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 4/2006 31<br />
75
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
R&D in EURELECTRIC´s View<br />
long-term and societal issues, should be encouraged<br />
by the Commission, otherwise not<br />
done. It was indeed evident from the R&D<br />
enquiry that the current R&D focus was<br />
mostly on operational excellence (getting the<br />
best of existing assets) in order to outperform<br />
than competitors. This results in competitive<br />
(not shared) R&D essentially targeted on operation<br />
and maintenance. F igure 3 gives a<br />
schematic idea of the position of co-operative<br />
and competitive research along the life cycle<br />
of equipment.<br />
The R&D group produced two position papers<br />
which were submitted to the European<br />
Commission, the first concerning R&D<br />
themes to be included in FP7 and the second<br />
including more detailed topics [2 and 3].<br />
The draft programme recently issued by the<br />
Commission [4] meets the expectations of<br />
EURELECTRIC:<br />
— Contents:<br />
– a separate chapter for energy,<br />
— a balanced array of technologies, including<br />
conventional power generation<br />
— Budget:<br />
– doubling of the yearly budget<br />
compared to FP6 (still under discussion)<br />
The needs for collaborative R&D, as identified<br />
in the two EURELECTRIC positions papers,<br />
are detailed hereafter, for each of the<br />
life process links of an installation (considering<br />
generation as an example). In addition,<br />
the main topics given in the R&D Inquiry<br />
(2003) are mentioned for competitive R&D.<br />
— Strategy – policy<br />
(mostly co-operative R&D):<br />
A global systemic approach is needed as<br />
the electric system is a physical reality<br />
which cannot be separately handled as independent<br />
parts (generation/grids).<br />
For that purpose, R&D efforts should<br />
be devoted to establishing the following<br />
pieces of work:<br />
– Roadmap: the aim is to develop a European<br />
electricity roadmap encompassing<br />
the vision for a sustainable society up<br />
to and beyond 2025.<br />
– Regional planning and location planning<br />
In the next 10 to 20 years, not only replacement<br />
but also additional electric<br />
power will be needed. It is difficult to<br />
find acceptable new locations (regional,<br />
political, environmental, etc.). It is<br />
therefore necessary to find tools for<br />
long-term plans and define locations for<br />
future realisation of power plant projects.<br />
– Atlas for CO 2 storage<br />
— Selection and design (mostly co-operative<br />
R&D):<br />
The accent is on the development of new<br />
or improved technologies.<br />
– Highly-efficient, clean plants<br />
– Ultra-supercritical coal plants<br />
– Ultra efficient CCGT (Combined Cycle<br />
with Gas Turbine)<br />
– IGCC (Integrated Gasification Gas<br />
Combined Cycle)<br />
– CO 2 capture and storage<br />
These items include flue gas cleaning, materials<br />
development, and the use of biomass.<br />
Linked to this last point, the development of<br />
appropriate bio fuels processing technologies<br />
for a future biomass market is of high importance.<br />
These topics are to be developed mainly by<br />
equipment manufacturers, together with the<br />
electricity industry for demonstration plants.<br />
An example is the Emax project initiated by<br />
<strong>VGB</strong> to investigate the practical feasibility of<br />
ultra-supercritical coal plants [5].<br />
Of course, nuclear generation must also be<br />
considered, as well as distributed generation<br />
technologies (small turbines/wind turbines/<br />
fuel cells/wave turbines/etc.).<br />
The EURELECTRIC position is to keep all<br />
technology options open.<br />
— Commissioning/link to the grid (part of cooperative<br />
and part of competitive R&D)<br />
The main targets are:<br />
– efficient transmission line for offshore<br />
wind farms (for example HVDC lines),<br />
– resolution of power quality/stability issues<br />
(due to increasing distributed generation<br />
and to the intermittent nature of<br />
renewable energy sources (for example<br />
wind and solar energy)<br />
EURELECTRIC suggested the following<br />
topics to resolve this last issue:<br />
– development of technical tools for optimised<br />
forecasting and management of<br />
power fluctuations caused by renewables,<br />
– options for stabilisation of the electricity<br />
grid by intelligent management of<br />
distributed generation and production<br />
from renewables at a European level,<br />
– development of smart metering equipment<br />
to facilitate the growth of embedded<br />
generation for domestic use, including<br />
incorporating two way communications<br />
to provide generation and demand-side<br />
control,<br />
Table 2. R&D in the electricity industry: Schizophrenia ?<br />
– advanced electricity storage technologies<br />
among others compressed air energy,<br />
storage, in particular for management<br />
of fluctuating feed-in from renewables<br />
like wind or solar.<br />
— Operation/maintenance (mostly competitive<br />
R&D)<br />
R&D is mainly focused on optimisation<br />
of operation and maintenance.<br />
– Operation optimisation<br />
It includes:<br />
– all efforts for increased efficiency and<br />
for reduction of environmental impact,<br />
– fuel flexibility (biomass/low cost fuels),<br />
and combustion optimization,<br />
– waste treatment and valorisation (for<br />
example coal fly ash),<br />
– fine tuning instrumentation and control.<br />
– Maintenance optimisation<br />
The purpose is to manage assets optimally:<br />
– life assessment/life extension,<br />
– condition monitoring,<br />
– advanced remote diagnostic system<br />
Very often R&D for operation/maintenance<br />
is combined with high level to<br />
general operational assistance and is<br />
performed very close to the field.<br />
— Refurbishment (mostly competitive R&D)<br />
Many efforts of the electricity industry<br />
are devoted to the improvement of existing<br />
power plant technologies, either by<br />
adding, adapting, or, changing key equipment<br />
to perform better. This is a highly<br />
competitive area.<br />
— Energy efficiency for end use (co-operative<br />
and competitive R&D)<br />
Electricity companies also concentrate<br />
R&D on this theme, with the intent of<br />
bringing added value to customers.<br />
Topics of interest are:<br />
– improvement of electro technologies,<br />
– energy efficiency in industrial processes,<br />
– efficient buildings/ideal houses.<br />
Conclusion<br />
The R&D in the electricity industry is crucial<br />
in this period of fundamental changes, resulting<br />
from liberalisation and enhanced environmental<br />
concerns.<br />
These two factors induce many paradoxes<br />
( T a b l e 2 ) which make the R&D decisions<br />
difficult:<br />
Paradoxes<br />
Profitability Responsibility<br />
Generation/SupplySale Transmission<br />
Big centralised Distributed generation<br />
European Regional<br />
Electric system regulation<br />
Decrease R&D budgets Higher Innovation and R&D needs<br />
Competition Co-operation<br />
32 <strong>VGB</strong> PowerTech 4/2006<br />
76
• Ing<br />
Job<br />
• Ing<br />
gef<br />
Job<br />
• Ing<br />
Job<br />
• Ing<br />
Job<br />
• Ing<br />
Job<br />
Wir b<br />
anspr<br />
gerec<br />
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
027-034_PT12-06.qxd 09.12.2006 13:24 Uhr Seite 27<br />
1.300 Vertreter der europäischen<br />
Stromerzeuger tagten in Dresden<br />
– Milliardeninvestitionen in neue<br />
Kraftwerksprojekte<br />
– Breiter Energiemix und modernste<br />
Technologien für die Stromversorgung<br />
der Zukunft<br />
– Europäischer Binnenmarkt und<br />
staatlicher Handlungsbedarf<br />
– <strong>VGB</strong> „Quality Award“<br />
– Heinrich-Mandel-Preis<br />
– Guilleaume-Gendenkmünze<br />
Der „<strong>VGB</strong>-Kongress Kraftwerke 2006“,<br />
größter europäischer Fachkongress für die<br />
Stromerzeugungsbranche, wurde am 27. September<br />
2006 in Dresden unter der Schirmherrschaft<br />
von Bundeswirtschaftsminister<br />
Michael Glos durch den Vorstandsvorsitzenden<br />
des <strong>VGB</strong> PowerTech, Dr. Gerd Jäger, eröffnet.<br />
Unter dem Motto: „Die Zukunft wird<br />
Realität – Investitionen in neue Kraftwerke“,<br />
diskutierten die 1.300 Teilnehmer aus über<br />
20 Nationen an drei Tagen aktuelle Fragestellungen<br />
rund um die Stromerzeugung.<br />
„Ich freue mich, dass wir hier in Dresden<br />
nicht über die graue Theorie sprechen, sondern<br />
über konkrete bereits gestartete oder in<br />
Planung befindliche Kraftwerksneubauprojekte<br />
der europäischen Stromerzeugung. Damit<br />
unterstreicht die Branche, dass sie zu ihren<br />
gegenüber der Politik gemachten Zusagen<br />
steht“, betonte Jäger auf der Eröffnungsveranstaltung.<br />
Das Gesamtvolumen dieser<br />
Projekte in den EU-Ländern umfasst eine<br />
Kapazität von rund 130.000 MW. Allein die<br />
Stromerzeuger in Deutschland sind mit einer<br />
Neubauleistung von rund 20.000 MW beteiligt.<br />
Bei der Modernisierung des Kraftwerksparks<br />
werden alle Energieträger eingebunden.<br />
Modernste Technologien kommen dabei<br />
zur Anwendung.<br />
Der Prozess für eine auch zukünftig sichere<br />
und stabile Energieversorgung in Europa ist<br />
somit sichtbar angelaufen. In den kommenden<br />
20 Jahren werden laut EU-Grün-Buch<br />
dafür etwa 1.000 Milliarden Euro zu investieren<br />
sein. Für die Stromerzeuger ist dies eine<br />
enorme Herausforderung, sowohl finanziell<br />
als auch hinsichtlich der personellen Ressourcen<br />
und Fertigungskapazitäten. Zum einen<br />
müssen die Investitionen in die neuen<br />
Kraftwerksprojekte gestemmt, zum anderen<br />
die Technologien für die Kraftwerke von<br />
Morgen entwickelt werden. Hierbei gilt es,<br />
alle verfügbaren Energieträger und Technologien<br />
mit einzubeziehen, um auf Basis eines<br />
breiten Energiemixes der notwendigen Modernisierung<br />
und der erwarteten Steigerung<br />
des Strombedarfs in der EU von etwa 35 %<br />
bis 2030 begegnen zu können. Wettbewerbsfähigkeit,<br />
Klimavorsorge, Ressourcenschonung<br />
und Versorgungssicherheit sind dabei<br />
in Einklang zu bringen.<br />
Investitionen in der genannten Größenordnung<br />
brauchen langfristig ausgerichtete verlässliche<br />
politische Rahmenbedingungen.<br />
Der Prozess muss gemeinsam von Politik,<br />
Herstellern und Betreibern gestaltet werden.<br />
In Deutschland wurde hierzu auf Initiative<br />
von Bundeskanzlerin Angela Merkel die Erarbeitung<br />
eines umfassenden Energiekonzeptes<br />
gestartet. Die europäische Dimension hat<br />
die EU mit dem Grün-Buch zur Energieversorgung<br />
aufgezeigt. In diesem Zusammenhang<br />
unterstrich der Vorstandsvorsitzende<br />
des <strong>VGB</strong>: „Für eine wirtschaftliche, sichere<br />
<strong>VGB</strong>-Kongress „Kraftwerke 2006”<br />
<strong>VGB</strong>-Kongress „Kraftwerke 2006“ in Dresden/Deutschland<br />
Future Becomes Reality – Investments in New Power Plants<br />
Bericht über die Eröffnungsveranstaltung<br />
<strong>VGB</strong>-Kongress 2006 im Internationalen Congress Center Dresden<br />
und umweltverträgliche Energieversorgung<br />
Europas in den kommenden Jahrzehnten ist<br />
es unabdingbar, dass schlüssige, weit in die<br />
Zukunft gerichtete energiepolitische Zielsetzungen<br />
vorliegen.“ Mit Blick auf diese Ziele<br />
werde der <strong>VGB</strong> dann als der europäische<br />
Fachverband der Stromerzeuger Aktivitäten<br />
der Branche insbesondere auch im Bereich<br />
der Forschung und Entwicklung bündeln und<br />
steuern.<br />
Für den Schirmherrn, Michael Glos, Bundesminister<br />
für Wirtschaft und Technologie,<br />
übermittelte Staatssekretär Dr. Joachim Wuermeling<br />
die Grußworte und umriss wichtige<br />
Aspekte der Energie- und Stromversorgung<br />
aus Sicht des Ministeriums (siehe folgende<br />
Druckfassung der Rede).<br />
In den Grußworten von Detlef Sittel (Bürgermeister<br />
der Stadt Dresden), Prof. Dr. Wolf-<br />
Rüdiger Frank (Vorsitzender der Geschäftsführung,<br />
Drewag) und Paul Bulteel (Generalsekretär<br />
Eurelectric) wurden die Themen des<br />
<strong>VGB</strong>-Kongresses mit lokalem Bezug bzw.<br />
als gesamteuropäische Aufgabe einer sicheren<br />
Energie- und Stromversorgung aufgenommen.<br />
Der Festvortrag von Dr. E.h. Eberhard Burger<br />
(Baudirektor und Sprecher der Geschäftsführung<br />
der Stiftung Frauenkirche Dresden)<br />
unter dem Titel „Die Frauenkirche Dresden“<br />
vermittelte eindrucksvoll und plastisch die<br />
Aufgaben, die Leistungen und das Ergebnis<br />
des historisch bedeutungsvollen Projektes<br />
des Wiederaufbaus der im Zweiten Weltkrieg<br />
zerstörten Dresdener Frauenkirche.<br />
Die Vorträge der Plenarveranstaltung des<br />
„<strong>VGB</strong>-Kongresses Kraftwerke 2006“ am<br />
zweiten Veranstaltungstag beschäftigten sich<br />
<strong>VGB</strong>-Kongress 2006: Eröffnungsveranstaltung<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 12/2006 27<br />
— Which budget for which topics?<br />
— Work alone or search for partners?<br />
Each company will follow its own way, according<br />
to its own strategy, which in turn is<br />
influenced by the situation in the countries<br />
where it operates (competitors/regulatory<br />
framework). However, a strong consensus<br />
exists on critical needs of the European electricity<br />
industry.<br />
We need:<br />
— a technology roadmap considering the<br />
electrical system as a whole,<br />
—new technologies able to resolve the contradictory<br />
objectives of profitability and<br />
responsibility,<br />
— fine tuning of existing technologies to get<br />
the best from existing assets,<br />
— strong involvement of manufacturers,<br />
— European frame and money as incentive<br />
for co-operative programmes.<br />
References<br />
[1] European Commission – 29/<strong>11</strong>/2000 COM<br />
(2000) 769 final – “Towards a European strategy<br />
for the security of energy supply”.<br />
[2] EURELECTRIC – January 2005 – Position<br />
Paper “EURELECTRIC priorities for inclusion<br />
in the preparation for the 7th framework<br />
program for R&D”.<br />
[3] EURELECTRIC – 04/07/2005 – “EURELEC-<br />
TRIC views on R&D topics for FP7”.<br />
[4] Commission of the European Communities –<br />
6 April 2005 – COM(2005) <strong>11</strong>9 final “Proposal<br />
for a decision of the European parliament<br />
and of the council concerning the Seventh Framework<br />
Program of the European Community<br />
for research, technological development and<br />
demonstration activities (2007 to 2013)”.<br />
[5] Bauer, F. et al.: E max /AD – A Key Technology<br />
for Europe, A Technology Path for a Balanced<br />
Energy Mix – <strong>VGB</strong> PowerTech 5/2004. <br />
Po<br />
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<strong>VGB</strong> PowerTech 4/2006<br />
77<br />
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Mehr
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
Pumped Storage Power Plants<br />
Pumped Storage Plants in a New Framework –<br />
Challenges and Consequences<br />
Kurzfassung<br />
Pumpspeicherkraftwerke<br />
unter geänderten Rahmenbedingungen<br />
– Herausforderungen<br />
und Konsequenzen<br />
Die ursprünglich für reinen Veredelungsbetrieb<br />
ausgelegten Pumpspeicherkraftwerke sehen<br />
sich aufgrund der Liberalisierung des Strommarktes<br />
und des starken Zubaues von Windenergieanlagen<br />
mit neuen Herausforderungen<br />
konfrontiert. Pumpspeicherkraftwerke werden<br />
heute häufiger und oft auch für kürzere Zeiten<br />
eingesetzt. Netzregelungsaufgaben haben<br />
zwar einerseits den Stellenwert dieses Anlagentyps<br />
innerhalb des Kraftwerksparks erhöht<br />
und die Erlössituation spürbar verbessert, andererseits<br />
aber sind die Beanspruchungen der<br />
Anlagen deutlich gestiegen. Der Beitrag diskutiert<br />
die sich ergebenden Anpassungen des<br />
Kraftwerkseinsatzes sowie Handlungsmöglichkeiten<br />
für den Kraftwerksbetreiber. Wichtiges<br />
Thema in diesem Zusammenhang ist die Ermittlung<br />
kritischer Bauteile, die bei bestimmten<br />
Beanspruchungen Schlüsselkomponenten<br />
für Anlagenversagen sein können. Auch der<br />
Bestimmung der Minimalleistung im Teillastbetrieb<br />
kommt große Bedeutung zu. Ebenso<br />
wichtig ist eine Anpassung der Instandhaltungsstrategie,<br />
die dem in vielen Anlagen zu<br />
verzeichnenden dynamischen Betrieb mit häufigen<br />
Betriebsübergängen und Lastwechseln<br />
Rechnung trägt. Ein intensiver Erfahrungsaustausch<br />
der Anlagenbetreiber untereinander<br />
verspricht großen Nutzen. Der Informationsaustausch<br />
beschleunigt den Lernfortschritt<br />
und schafft eine breitere Basis für geeignete<br />
Maßnahmen. Für neue Pumpspeicherkraftwerke<br />
ist es wesentlich, dass die ersten gemachten<br />
Erfahrungen der Anlagenbetreiber in die<br />
Konstruktionsüberlegungen der Anlagenhersteller<br />
Eingang finden. Pumpspeicherkraftwerke<br />
werden auch in Zukunft eine wesentliche<br />
Rolle im Energiemarkt spielen.<br />
market and the substantial growth of wind<br />
power capacity. This paper analyses the<br />
change in framework conditions and discusses<br />
the ensuing adaptation of power plant operation<br />
as well as options available to power<br />
plant operators.<br />
Pumped Storage Plant<br />
Characteristics and Basic<br />
Modes of Operation<br />
Pumped storage plants (PSP) are classified as<br />
peak load power plants. What sets them apart<br />
is that they store electricity as potential energy<br />
(Figure 1). This is done by shifting<br />
water from a low reservoir to a higher reservoir.<br />
Pumps are used to generate an “artificial<br />
load” in the grid during off peak periods<br />
Upper basin<br />
Penstock<br />
Intake<br />
Turbine<br />
Cavern<br />
Figure 1. Scheme of a pumped storage plant.<br />
when costs for electricity are low (Figu<br />
r e 2 ). In turn, during peaks, when prices<br />
are high, the stored water is used by turbines<br />
to supply electricity to the grid.<br />
In addition to peak load covering PSP are<br />
used for balancing the grid and thus contribute<br />
to ensuring stability of the grid.<br />
Technical Features<br />
One variant of a pumped storage plant is the<br />
vertical design of generator and pump/turbine<br />
(Figure 3). Pump and turbine constitute<br />
one unit (pump turbine). Other variants in<br />
use feature a pump, turbine, generator, coupling<br />
and start-up turbine connected to a horizontal<br />
shaft (Figure 4). Unlike the vertically<br />
designed PSP these components are<br />
readily accessible and can be removed individually.<br />
Pump<br />
Lower basin<br />
Generator/motor<br />
Executive Summary<br />
Originally designed exclusively for peak<br />
load covering, pumped storage plants are<br />
now faced with new challenges brought<br />
about by the deregulation of the electricity<br />
Authors<br />
Dr. Dominik Godde<br />
E.ON Wasserkraft GmbH,<br />
Landshut/Germany.<br />
Dr. Josef F. Ciesiolka<br />
E.ON Wasserkraft GmbH,<br />
Landshut/Germany.<br />
Figure 2. Load shifting by a pumped storage plant.<br />
52 <strong>VGB</strong> PowerTech 4/2006<br />
78
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
Pumped Storage Power Plants<br />
Generator<br />
Francis<br />
turbine<br />
Syphon<br />
pipe<br />
Pump<br />
Start-up turbine<br />
Generator<br />
Turbine<br />
Figure 3. Scheme of a vertically designed<br />
pumped storage plant.<br />
Figure 4. Scheme of a horizontally designed pumped storage plant.<br />
Both arrangements (vertical and horizontal)<br />
are used in cavern plants as well as together<br />
with an overground power house.<br />
Turbine capacity can be varied over a wide<br />
range rapidly and infinitely, whereas the<br />
pump cannot be run under partial load and is<br />
only controlled via an on/off command, unless<br />
it is speed-controlled, which is the case<br />
in only one PSP in Germany. A rapid switch<br />
(in a matter of seconds or minutes) between<br />
pump, turbine and supply of reactive power<br />
or shutdown is a characteristic feature of<br />
PSP.<br />
One more issue:<br />
Like all other types of hydro-power plants<br />
pumped storage plants tie down a lot of capital.<br />
This also holds true as far as the modernisation<br />
of existing pumped storage power<br />
plants is concerned, and is due to the enormous<br />
investment costs which only pay off<br />
after a considerable amount of time. However,<br />
hydro-power plants benefit from the fact<br />
of no variable fuel costs. In fact, operating<br />
costs are far more predictable than in other<br />
types of power plants, which depend on certain<br />
criteria, for example the development of<br />
gas prices. Nevertheless, it has already been<br />
realised that – at least as regards E.ON<br />
Wasserkraft (EWK) – peak load covering<br />
alone cannot guarantee the profitability of<br />
pumped storage plants in every situation. For<br />
example, EWK was just about to decide to<br />
dismantle a pumped storage plant built in the<br />
1930s. However, ancillary services were the<br />
reason for our decision against dismantling it.<br />
and peak load, if there were no PSP, nuclear<br />
power plants and lignite-fired units would<br />
have to reduce the capacity or shut down<br />
completely at night, curtailing the profitability<br />
of these base load power plants.<br />
The deployment of PSP raises the valleys of<br />
the daily load curve and covers the need for<br />
peak load ( F i g u r e 5 ). In the past, an average<br />
of 1 pump cycle and 1 to 2 turbine cycles<br />
were sufficient to cover the peak load on any<br />
given day.<br />
When demand for power fluctuated considerably,<br />
pumps and turbines were adjusted manually<br />
to offset the difference. There were no<br />
technical facilities to control them automatically<br />
until the beginning of the seventies.<br />
Electrification/Automation/Electronics<br />
Growth in electrification (Figure 6) led to<br />
a rise in grid load primarily during peaks<br />
(I: Peak) e.g. caused by the electricity needs<br />
of manufacturing operations and the increase<br />
in household electricity demand.<br />
PSP built for covering peak load helped fill<br />
the load valleys as depicted here. Uninter-<br />
Capacity<br />
rupted production and price incentives built<br />
into electricity tariffs (introduction of dual<br />
tariff electric meters) caused demand for capacity<br />
to shift even more into off peak periods<br />
(I: Off peak), resulting in a general rise in<br />
the daily load curve. Modern electronic<br />
equipment and sophisticated automation<br />
technology created new ways to use electricity,<br />
causing load peaks to become even more<br />
pronounced (Figure 6, II).<br />
This trend went hand in hand with a need for<br />
improved grid quality since electronic devices<br />
– unlike motors and heaters – are sensitive<br />
to frequency and voltage variations.<br />
German Electricity Feed Act/<br />
Renewable Energy Act<br />
The German Electricity Feed Act introduced<br />
in 1990 and the Renewable Energy Act introduced<br />
in the year 2000 led to a dramatic expansion<br />
in renewables especially wind, leading<br />
to equally drastic changes in the national<br />
grid.<br />
Beside load peaks and valleys caused by consumption<br />
patterns, additional load jumps and<br />
Grid load without PSP<br />
Grid load with PSP<br />
New Framework<br />
How has the environment changed?<br />
Original Purpose<br />
PSP were original built for peak load covering.<br />
Due to the fluctuations between off peak<br />
Pump<br />
Turbine<br />
Turbine<br />
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 <strong>11</strong> 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24<br />
Hour<br />
Figure 5. Peak load covering by pumped storage plant.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 4/2006 53<br />
79
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
Pumped Storage Power Plants<br />
drops are caused by the unexpected feed in<br />
from wind power (Figure 6, III).<br />
Figure 6. Changes in daily load curve.<br />
Relation wind power feed in/grid peak load in %<br />
40<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
Jan Feb Mar May Apr Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec<br />
Figure 7. Wind power production within the E.ON grid zone.<br />
Figure 8. Major changes in feed in.<br />
Example: Wind power feed in during Christmas 2004.<br />
The Renewable Energy Act rewards the feedin<br />
of electricity from renewable energy irrespective<br />
of the demand and of the technical<br />
features with special preference given to<br />
wind power. In 2004, German consumers<br />
spent € 2.4 billion on renewable electricity,<br />
with this sum set to rise to € 4.3 billion in<br />
2009 according to the DENA study. What is<br />
inconvenient about wind is that it blows<br />
wherever and whenever it wishes and that it<br />
varies its strength haphazardly as well. This<br />
means that load jumps and valleys are a matter<br />
of course. Their stochastic nature makes it<br />
extremely difficult to maintain a constant<br />
grid frequency, placing extraordinarily high<br />
demands on the quality of grid control. F i g -<br />
ure 7 presents an overview of the variation<br />
in wind power production in E.ON's grid<br />
zone last year. This feed-in, which fluctuates<br />
haphazardly to account for between 0.2% and<br />
38% of grid peak load, poses a challenge at<br />
least for grid operators. It would be beneficial<br />
if electricity demand is low during wind<br />
lulls. But the truth could not be more remote.<br />
It is above all during extreme cold spells in<br />
the winter and heat waves in the summer,<br />
caused by wind lulls and stable highs that<br />
electricity demand is especially high as the<br />
need for electric heating and refrigeration rises.<br />
Figure 8 shows the amount of wind power<br />
feed-in into the grid during the Christmas<br />
holiday last year. Wind power production<br />
fails just when the roast goose is pushed into<br />
millions of electric ovens, at a rate of 16 MW<br />
per minute. Only thanks to the incredible efforts<br />
put in by the staff in charge are millions<br />
of households throughout Germany saved<br />
from chaos. And this is exactly when<br />
pumped storage plants come into play, rightfully<br />
deemed a blessing during Christmas.<br />
Deregulation of the<br />
Electricity Market<br />
Further changes were ushered in with the<br />
electricity market's deregulation in 1998. An<br />
interesting phenomenon witnessed in this<br />
context is the fact that trades concluded on<br />
exchanges and over the counter (OTC) have<br />
an impact on the grid's physical properties<br />
(Figure 9). They manifest themselves in<br />
frequency jumps of 50 mHz and more, which<br />
occur exactly once an hour. This is due to the<br />
fact that sellers' power plants and buyers'<br />
production facilities are not started and shut<br />
down at the same time, resulting in a slight<br />
timing difference leading to the observed frequency<br />
spikes. This effect occurs especially<br />
when power contracts expire or start and the<br />
grid's load is relatively low (e.g. in the<br />
evening).<br />
54 <strong>VGB</strong> PowerTech 4/2006<br />
80
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
Pumped Storage Power Plants<br />
Adapting Power Plant Deployment<br />
and Resulting Effects<br />
Flexibility of Peak Load Covering<br />
Whereas 1 pump cycle and 1 to 2 turbine cycles<br />
were run every day in the past, today's<br />
plants are started more frequently, and often<br />
for shorter periods of time. With this hitherto<br />
unknown mode of operation, one can react to<br />
foreseeable events such as tariff switches<br />
with foresight.<br />
Figure 9. Effects of trading on grid frequency.<br />
f<br />
in Hz<br />
50.10<br />
50.05<br />
50.00<br />
49.95<br />
49.90<br />
C<br />
in MW<br />
25<br />
0<br />
– 25<br />
– 55<br />
13 min<br />
Pump operation<br />
Capacity<br />
Primary control<br />
Frequency<br />
6 min<br />
Secondary control<br />
38 min<br />
16 min<br />
Primary control<br />
Pump operation<br />
Grid controller<br />
22:30 23:00 23:30 00:00 00:30 1:00 1:30<br />
Time<br />
Figure 10. Example: Operation of a pumped storage plant.<br />
Turbine<br />
Pump<br />
When significant wind power capacity is<br />
feed in into the grid, pumps are often taken in<br />
operation and can be shut down whenever<br />
wind strength decreases – an expected, albeit<br />
not precisely predictable event. Instead of using<br />
a pump, a turbine can be run at partial<br />
load, ready to be run up further whenever the<br />
need for additional capacity arises.<br />
Running pumps and turbines with this kind<br />
of foresight often results in pumps or turbines<br />
being shut down after a few minutes of operation<br />
if the expected event does not occur.<br />
PSP thus provide the dispatcher with additional<br />
room for manoeuvre and increased<br />
flexibility in controlling the grid and power<br />
plants.<br />
A Contribution to Grid Balancing<br />
PSP help balance power in the grid via the<br />
automatic balancing of sudden frequency<br />
variations using the primary control (PC).<br />
Within 30 seconds the full compensation<br />
must be effective. In such cases, the turbine<br />
is usually run at minimum load in order to<br />
make positive PC capacity available when<br />
needed, which causes substantial thermodynamic<br />
loss and costs when provided by thermal<br />
units. By contrast, negative PC capacity<br />
can be supplied at low cost in combined heat<br />
and power plants as well. In PSP with nongoverned<br />
pumps, when in pump mode, PC<br />
capacity can only be supplied if one renounces<br />
additional input by load shedding.<br />
An example of this mode of operation can be<br />
seen in Figure 10. First the frequency<br />
must be kept constant by capacity variation.<br />
If grid frequency decreases, turbine capacity<br />
is increased. Then, whenever the frequency<br />
rises above 50 Hz, the pump is started in order<br />
to draw capacity from the grid, and shut<br />
down soon thereafter to pass the baton to the<br />
turbine, which then runs for a limited period<br />
of time. After a good 20 minutes, the pump is<br />
started again and the turbine is shut down.<br />
The secondary control (SC) is also automated<br />
and relieves the PC of its work after 15 minutes.<br />
Within the 30-minute period, the SC<br />
equalises the operated grid zone, which is influenced<br />
by the PC and undesired transits.<br />
Figurs <strong>11</strong>. Changes in operation of selected pumped storage plants.<br />
When the 30-minute period is exceeded, grid<br />
control is also handled by the PSP, using the<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 4/2006 55<br />
81
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
Pumped Storage Power Plants<br />
minute reserve (MR). For this purpose, idle<br />
plants are started manually as needed, in order<br />
to compensate for unscheduled power<br />
plant breakdown as well as other events.<br />
These balancing modes enable PSP to make a<br />
contribution to grid voltage control and reactive<br />
power. Furthermore PSP re-establish the<br />
supply of electricity in the case of grid breakdowns<br />
by its black start feature.<br />
Plant Characteristics and the<br />
Power Plant Portfolio<br />
PSP are used depending on their characteristics.<br />
The key factors are plant size, roll-over<br />
efficiency, mode-switching time and age.<br />
High roll-over efficiency and large turbine<br />
capacity predestine plants for classical peak<br />
load covering. Primary control requires extremely<br />
short mode-switching times, placing<br />
high demands on dynamics. Therefore, very<br />
old PSP, whose components no longer withstand<br />
high stresses, are less suitable to this<br />
task. In the context of grid control, these<br />
plants tend to contribute to the MR instead.<br />
However, the size and composition of a company's<br />
or group's power plant portfolio also<br />
affect the way in which their power plants are<br />
operated. In small power plant portfolios, the<br />
hydraulic short circuit can also be of interest,<br />
as its effect on the grid can be controlled via<br />
the turbine capacity when in simultaneous<br />
pump and turbine operation mode. But this<br />
mode of operation decreases efficiency due<br />
to the pipe friction and pump losses incurred.<br />
The composition of the available portfolio<br />
of power plants has a major impact on the<br />
number of mode switches required on a daily<br />
basis.<br />
Power Plant Operator Requirements<br />
Analysis of Modified<br />
Power Plant Operation<br />
With the exception of the newest plants, PSP<br />
are built for peak load covering. The grid<br />
controlling tasks resulting from the change in<br />
framework conditions have increased the importance<br />
of by this type of power plant and<br />
improved sales considerably. But the operational<br />
demands placed on PSP have grown<br />
substantially as well. A project group of the<br />
Technical Committee “Hydro-power Plants”<br />
of the <strong>VGB</strong> is addressing this problem and<br />
has collected extensive amounts of data that<br />
are currently being analysed.<br />
However, the analysis is proving to be quite<br />
difficult due to a very heterogeneous picture.<br />
It is difficult to extrapolate clear trends. This<br />
is due to the various ways in which different<br />
PSP are operated, as described earlier (Figure<br />
<strong>11</strong>). The chart shows the divergent<br />
deployment paths taken by two of E.ON<br />
Wasserkraft's pumped storage plants. Although<br />
the plants both experienced a clear<br />
rise in operating hours, this did not automatically<br />
result in an increase in electricity production.<br />
Electricity production in PSP Erzhausen<br />
remained essentially unchanged, because<br />
the plant is kept on standby at minimum<br />
load, ready to increase turbine capacity<br />
when needed. In fact, start-ups decrease over<br />
the period under review, since the plant runs<br />
at minimum load even outside peak periods.<br />
Even individual units in one and the same<br />
plant cannot be uniquely classified under a<br />
major mode of operation since requirements<br />
change over the course of the year. Therefore,<br />
a more detailed analysis is underway,<br />
which pays tribute to these circumstances.<br />
Identifying Critical Components<br />
PSP heightened status within the power plant<br />
portfolio has led to a rise in their required<br />
availability. Unscheduled breakdown would<br />
result in significant follow-up costs. One of<br />
the reasons for this is the fact that PSP differ<br />
from each other, featuring specific technical<br />
designs. Consequently, many spare parts are<br />
built to order, causing prolonged downtime<br />
in the event of a failure. To prevent such failures,<br />
PSP operators are faced with the task of<br />
identifying critical components, which can be<br />
key components to plant failure under certain<br />
conditions. This means they have to cooperate<br />
closely with plant manufacturers, since<br />
they are the only source of in-depth knowledge<br />
of the plants' structural design. In turn,<br />
plant manufacturers require the plant operators'<br />
information and experience relating to<br />
changes in the conditions under which the<br />
plants are used. Once critical components are<br />
identified, one must develop monitoring<br />
measures for control during operation as well<br />
as constructive suggestions for improvement<br />
to ensure the reliability of plant operations.<br />
Extrapolating Power Plant<br />
Operation Standards<br />
Growing sales are a strong incentive for using<br />
PSP in the broadest possible capacity<br />
spread. The minimum capacity in partial load<br />
mode is very important in this context. Since<br />
minimum capacity at partial load - an option<br />
not originally envisaged – can last for extended<br />
periods of time in certain plants, it has<br />
to be taken in account that this does not damage<br />
the plants. This requires one to conduct<br />
technical assessments to determine the minimum<br />
load possible without running into<br />
problems.<br />
Adapting the Maintenance<br />
Philosophy<br />
A plant's technical state largely depends on<br />
its operating stress and hours of operation.<br />
Dynamic work with frequent operating transitions<br />
and load changes in many plants has<br />
changed the mechanical stress to which they<br />
are subjected. Maintenance carried out in all<br />
PSP is definitely oriented towards the plant's<br />
state, i.e. necessary maintenance tasks are derived<br />
from the plant's technical state. In PSP,<br />
however, many areas are very difficult to access<br />
for inspection purposes. This holds true<br />
especially for areas that come into contact<br />
with water, making empirical expert estimates<br />
indispensable. But they are yet to be<br />
derived based on the change in usage requirements.<br />
It is absolutely necessary to make an<br />
accurate assessment, taking account of the<br />
specific usage conditions.<br />
Diagnostic systems including sophisticated<br />
vibration monitoring devices and endoscopic<br />
tools are increasingly used to improve the<br />
monitoring of plant components that are difficult<br />
to access.<br />
Design Criteria for New Plants<br />
It is to be expected that there will be a rise in<br />
demand for peak-load plants, and thus for<br />
PSP. Tradings on deregulated electricity markets<br />
will rise, and additional wind capacity<br />
will further be installed. What is crucial to<br />
new PSP is that initial experience garnered<br />
by plant operators be considered when plant<br />
manufacturers work on their design. Both<br />
parties should get together to cooperate constructively<br />
in determining design criteria for<br />
new plants aside from bid negotiations,<br />
which are normally conducted under time<br />
pressure and influenced by divergent interests.<br />
The ensuing advantages would benefit<br />
everyone involved.<br />
Co-operating with Other<br />
Plant Operators<br />
It would be extremely beneficial if plant operators<br />
shared experiences with each other,<br />
especially since the impact of changes in<br />
power plant deployment on PSP availability<br />
and lifetime are so difficult to predict. Exchanging<br />
information will accelerate the<br />
learning curve, creating a broader basis for<br />
deriving operational measures, e.g. as regards<br />
monitoring, inspection, critical components,<br />
minimum capacity and maintenance strategies.<br />
It remains to be seen to which extent<br />
further activities prove useful, e.g. real cooperation<br />
in large-scale maintenance measures<br />
with personnel support, in order to compensate<br />
for bottlenecks in manpower. The <strong>VGB</strong><br />
has created a basis for this with its Pumped<br />
Storage Plant Project Group.<br />
Outlook<br />
PSP must – and will be capable of – making<br />
an important contribution to peak load covering<br />
and grid controlling in the future as well.<br />
The progressing deregulation of the EU electricity<br />
market will lead to further growth in<br />
cross-border trading. Furthermore, wind capacity<br />
can be expected to expand. The only<br />
unanswered question is the degree to which it<br />
56 <strong>VGB</strong> PowerTech 4/2006<br />
82
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
will grow. But forecasted expansion – especially<br />
as regards offshore installations – is<br />
probably exaggerated.<br />
This trend will go hand in hand with an additional<br />
increase in frequent start-ups of pumps<br />
and turbines in order to deal with load peaks<br />
and off peaks. Plant components will thus<br />
continue to be subjected to extreme mechanical<br />
strain. Against this backdrop, one must<br />
remember that several plants have grown<br />
Pumped Storage Power Plants<br />
quite old.<br />
Since, at least in Germany, high capital intensity<br />
makes the construction of new PSP economically<br />
feasible in only a few cases and it<br />
is unlikely that more will be built due to the<br />
required approval process, these challenges<br />
must largely be met using existing plants.<br />
The aim to be pursued is to identify the opportunities<br />
for future business by realizing<br />
the challenges which, however, will definitely<br />
require investing in the plants first.<br />
Therefore, plant operators should mainly focus<br />
on maintaining the technical and economic<br />
feasibility of existing plants over the long term,<br />
in order to enable PSP to continue playing a<br />
significant role on the energy market under<br />
new conditions, thus safeguarding the profitability<br />
they have already believed to have lost<br />
and improving it as much as possible. <br />
Online-Shop<br />
www.vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 4/2006 57<br />
83
50 Jahre KRAFTWERKSSCHULE/50 Years of KWS Training Center<br />
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
50 Jahre<br />
KRAFTWERKS-<br />
SCHULE E.V.<br />
Stationen auf dem Weg<br />
50 Years<br />
of KWS PowerTech<br />
Training Center<br />
Way Stations<br />
Der Anfang<br />
The Beginning<br />
Als die Arbeitsgemeinschaft „Kraftwerksmeisterausbildung“ am<br />
10. April 1957 ihre Arbeit aufnahm, was wir auch als Geburtsstunde<br />
der KRAFTWERKSSCHULE E.V. betrachten, geschah das nicht<br />
aus einer spontanen Eingebung der Verantwortlichen heraus. Die<br />
deutsche Energiewirtschaft, welche die Arbeitsgemeinschaft initiiert<br />
hatte, zog damit vielmehr die logische Konsequenz aus einer Entwicklung,<br />
deren Ursprünge beinahe vier Jahrzehnte zurücklagen<br />
(Bild 1).<br />
Es war im März 1920, als bei einem Unfall im Kraftwerk Reisholz<br />
bei Düsseldorf ein Kessel explodierte, wobei 28 Menschen ums<br />
Leben kamen. Das unerwartete Versagen eines erst drei Jahre alten<br />
Kessels mit so verheerenden Folgen erschütterte auch andere Unternehmen<br />
der Energiewirtschaft.<br />
Schon im November desselben Jahres sind die Vertreter der 15 größten<br />
deutschen Elektrizitätswerke sowie führender Chemieunternehmen<br />
zusammengekommen und gründeten die Vereinigung der<br />
Großkesselbesitzer, kurz <strong>VGB</strong>, die seit 2001 den Namen <strong>VGB</strong><br />
PowerTech e.V. trägt.<br />
Ziel der Arbeitsgemeinschaft war zunächst lediglich die Erarbeitung<br />
und Durchsetzung umfassender Qualitätsstandards für die Kessel,<br />
die in den Kraftwerken der <strong>VGB</strong>-Mitgliedsunternehmen verwendet<br />
wurden.<br />
Diese Standards wurden im Laufe der Zeit auch auf viele andere<br />
technische Bereiche des Kraftwerksbetriebes in Form von <strong>VGB</strong>-<br />
Richtlinien erweitert. Durch die immer größere Mitgliederzahl der<br />
<strong>VGB</strong> sind sie bald zu allgemeingültigen technischen Sicherheitsstandards<br />
geworden.<br />
Angesichts dieser Entwicklung war es nur konsequent, dass auch die<br />
Ausbildung des Kraftwerkspersonals in den Blickpunkt des Interesses<br />
der Energiewirtschaft geriet und zu einer der größten Herausforderungen<br />
nach dem 2. Weltkrieg wurde. Mit der allmählichen<br />
wirtschaftlichen Genesung Deutschlands ging ein geradezu<br />
dramatischer Auf- und Ausbau der westdeutschen Kraftwerkskapa-<br />
When the “Power Plant Shift Supervisor Training” task force got under<br />
way on April 10th, 1957 in Essen, the individuals involved were<br />
not motivated by some sudden inspiration. Instead, the German energy<br />
suppliers responsible for initiating the task force had arrived at the<br />
logical conclusion of a process than had begun almost four decades<br />
earlier (Figure 1).<br />
In March, 1920, 28 people died when a boiler exploded in an accident<br />
at the Reisholz power plant near Düsseldorf. The devastating<br />
consequences of the unexpected failure of a boiler barely three years<br />
old caused great anxiety not just at the power plant operator, but<br />
among other companies of the German energy sector as well.<br />
On November 29th, 1920, representatives of the 15 largest German<br />
power utilities and of leading businesses of the chemical industry<br />
gathered in the city of Merseburg in order to found the <strong>VGB</strong>, the<br />
Vereinigung der Großkesselbesitzer (Association of Large Boiler<br />
Owners), called <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. since 2001. Initially, the association´s<br />
goal was to work out and implement comprehensive quality<br />
and durability standards for boilers installed in the power plants of<br />
<strong>VGB</strong>´s members.<br />
Over the years, <strong>VGB</strong> expanded its standards on many other aspects<br />
of power plant operations, covering them with respective guidelines.<br />
Thanks to a steadily growing number of <strong>VGB</strong> members, technical<br />
safety standards soon became universally accepted.<br />
Given this development, it was no surprise that companies in the<br />
energy sector focused increasingly on the training of power plant<br />
personnel, an issue that was to become one of the greatest challenges<br />
after World War II. Germany´s economic recovery was accompanied<br />
by a dramatic expansion of West German power plant capacities.<br />
Autoren/Authors<br />
Dipl.-Ing. Uwe Möller<br />
KRAFTWERKSSCHULE E.V., Essen/Deutschland.<br />
Dr. Karl A. Theis<br />
Geschäftsführer,<br />
KRAFTWERKSSCHULE E.V., Essen/Deutschland.<br />
Dipl.-Ing. Heinrich Nacke<br />
Schulleiter,<br />
KRAFTWERKSSCHULE E.V., Essen/Deutschland.<br />
Bild 1. Kraftwerk Kupferdreh (1962).<br />
Figure 1. Kupferdreh Power Plant (1962).<br />
32 <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong>/2007<br />
84
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
50 Jahre KRAFTWERKSSCHULE/50 Years of KWS Training Center<br />
zitäten einher – das Wirtschaftswunder verlangte nach immer mehr<br />
Strom. So stieg die installierte Kraftwerksleistung von 1949, im<br />
Gründungsjahr der Bundesrepublik, bis 1957, als die Arbeitsgemeinschaft<br />
„Kraftwerksmeisterausbildung“ ins Leben gerufen wurde,<br />
um fast 100 %. Ermöglicht wurde dieses Wachstum durch den Bau<br />
neuer und immer größerer Kraftwerke mit bis dahin unbekannter<br />
Leistung.<br />
Schon bald wurde allen Beteiligten in der Energiewirtschaft klar,<br />
dass der vorhandene Wissensstand des Kraftwerkspersonals den Anforderungen<br />
in den neuen, komplexeren Kraftwerken nicht mehr<br />
genügte, vor allem bei den modernen Hochdruckkesseln, der Wasseraufbereitung<br />
sowie bei der zunehmend verwendeten automatischen<br />
Regel- und Steuertechnik. Ebenso offenbar wurde ein Mangel<br />
an Fachpersonal, insbesondere an Führungskräften der mittleren<br />
Ebene. Die üblicherweise im Kraftwerk arbeitenden Heizer waren<br />
für die neue Technik nur unzureichend qualifiziert, während sich<br />
Ingenieure aufgrund ihrer hohen Qualifikation nur ungern oder gar<br />
nicht für die Routine des normalen Wechselschichtbetriebs zur Verfügung<br />
stellten.<br />
Um diesen Führungskräftemangel zu beseitigen, entstand ein neuer<br />
Beruf, der Arbeitern in Kraftwerken auch ohne Studium einen professionellen<br />
Aufstieg ermöglichen sollte – der Kraftwerksmeister.<br />
Darüber hinaus wurde später mit dem Kraftwerker eine weitere Aufstiegsstufe<br />
geschaffen, die zwischen dem Heizer und dem Kraftwerksmeister<br />
angesiedelt ist (Bild 2).<br />
Damit war für die 42 Gründungsmitgliedsunternehmen das erste<br />
Aufgabenfeld der heutigen KRAFTWERKSSCHULE E.V. (heute<br />
über 200 Mitgliedsunternehmen) abgesteckt, viele weitere sollten<br />
noch folgen.<br />
Die Standorte<br />
Die KRAFTWERKSSCHULE E.V. bildet heute auf der ganzen Welt<br />
Fachkräfte aus, also ist sie eigentlich überall zu Hause. Dennoch:<br />
Wie jede gute Bildungseinrichtung hat sie natürlich ein Zentrum, in<br />
dem die Infrastruktur und die Mitarbeiter konzentriert sind und wo<br />
der größte Teil der Schulungen stattfindet. Ihre heutige Heimstatt in<br />
Essen-Kupferdreh hat die KWS seit 1996. Zuvor machte die Schule<br />
an verschiedenen anderen Orten in Essen Station, die hier auch vorgestellt<br />
werden sollen.<br />
„Die Qualität der Lehre an der Kraftwerksschule ist sehr hoch. Wir<br />
lernen sehr viel über unser Studiengebiet. Es ist eine großartige<br />
Erfahrung. Die Ausbildung ist sehr realitätsnah, angepasst an<br />
die Erfordernisse unserer Anlagen. Wer hier ausgebildet wurde,<br />
kann in Libyen sofort im Kraftwerk eingesetzt werden“, so Husan<br />
Rajab Khalil (Abutaraba Desalination Plant Project, GECOL), Schulungsteilnehmer<br />
des SIDEM Projectes 96 Training for GECOL<br />
Engineers 96, 6 th Group, April 24 to May 26, 2006.<br />
Die ersten Standorte der KRAFTWERKSSCHULE E.V. waren gewissermaßen<br />
geborgt. Die ab Oktober 1957 durchgeführten Kraftwerksmeister-Kurse<br />
in Essen wurden ebenso wie entsprechende Parallelkurse<br />
in Hamburg und im baden-württembergischen Esslingen<br />
ab 1958 in Zusammenarbeit mit örtlichen Ingenieurschulen und<br />
Technischen Akademien durchgeführt und in deren Räumlichkeiten<br />
abgehalten. Die von der KWS mitgenutzten Bildungseinrichtungen<br />
sahen sich schon nach wenigen Jahren mit einer kontinuierlich wachsenden<br />
Zahl von KWS-Schulungsteilnehmern konfrontiert und gerieten<br />
dadurch in Raumnot. Es wurde immer deutlicher, dass die KWS<br />
eine eigene Unterkunft benötigte. Die schon seit längerem angestrebte<br />
Zentralisierung der Kraftwerksmeister-Ausbildung in Essen in<br />
einem speziell dafür zu errichtenden modernen Gebäude mit ausreichender<br />
Ausstattung und großem Platzangebot sollte die logisti-<br />
The aptly termed “economic miracle” demanded ever more electricity.<br />
From 1949, when the Federal Republic was founded, to 1957, the<br />
year when the “Power Plant Shift Supervisor Training” task force<br />
came to life, total installed West German power plant capacity increased<br />
by almost 100 %. What made this unprecedented growth<br />
possible was the construction of new, ever larger power plants with<br />
capacities previously unknown.<br />
Soon, it dawned on all parties concerned in the energy sector that the<br />
existing skills of power plant personnel would prove insufficient for<br />
meeting the demands of the new, more complex plants, especially in<br />
the fields of modern high-pressure boilers, water processing, and the<br />
increasing use of automated controls. Moreover, there was a shortage<br />
of skilled personnel, especially mid-level managers. Stokers normally<br />
employed in a power plant were inadequately qualified to handle<br />
the new technology, whereas power plant engineers generally resented<br />
working the usual changing shifts because they felt overqualified<br />
for that task.<br />
In order to overcome that shortage of managers, a new job profile,<br />
the power plant shift supervisor, was created. It was designed to<br />
give skilled power plant workers the opportunity of advancement<br />
even without a university degree. Moreover, another professional<br />
level called power plant operator would be inserted into plant hierarchy,<br />
sandwiched between the stoker and the shift supervisor<br />
(Figure 2).<br />
With these measures, the 58 founding members (2007: 200+) had<br />
outlined the initial task of today´s KWS PowerTech Training Center.<br />
Many other activities would follow.<br />
Locations<br />
KWS PowerTech Training Center schools skilled professionals<br />
around the globe, so actually it is at home anywhere. Like any other<br />
first-rate educational institution, however, it maintains a home base,<br />
complete with infrastructure and staff, where most courses take<br />
place. Today´s training center in Essen-Kupferdreh has been KWS´<br />
home since 1996. Before that, the school resided at a number of locations<br />
in the city of Essen. Let´s take a look at them, too.<br />
“The quality of KWS´ education is very high. We learn a great deal<br />
in our field of study. It´s a great experience. Training is very realistic<br />
and tailored to the needs at our home plant. Someone who trained<br />
here can take up his job at the power plant in Libya right away.”<br />
Husan Rajab Khalil (Abutaraba Desalination Plant Project,<br />
GECOL), participant of the SIDEM Project 96 Training for GECOL<br />
Engineers 96 6th Group, April 24th – May 26th, 2006.<br />
In the early years, KWS had to borrow its classrooms from other<br />
schools. The first power plant shift supervisor courses in Essen in<br />
Bild 2. Absolventen des ersten Kraftwerksmeister-Lehrgangs (1958).<br />
Figure 2. Graduates of the first shift supervisor course (1958).<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong>/2007 33<br />
85
50 Jahre KRAFTWERKSSCHULE/50 Years of KWS Training Center<br />
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
schen Probleme beseitigen und die Schulung effizienter gestalten.<br />
Als Standort für dieses Gebäude wurde die Klinkestraße in Essen-<br />
Bergerhausen ausgewählt (Bild 3). Am 1. September 1969 begann<br />
hier der Ausbildungsbetrieb für angehende Kraftwerksmeister.<br />
Außer den Unterrichtsräumen der KWS beheimatete das neue Gebäude<br />
auch die Geschäftsstelle der <strong>VGB</strong> mit ihren technischen Abteilungen<br />
und der kaufmännischen Verwaltung, ab 1971 ebenso die<br />
<strong>VGB</strong>-eigene Forschungsabteilung.<br />
Fünf Jahre später, am <strong>11</strong>. Dezember 1974, begannen am selben<br />
Standort die Bauarbeiten für das Kernkraftwerks-Simulator-Zentrum<br />
(KSZ), das in einem Anbau an das <strong>VGB</strong>-Haus untergebracht wurde.<br />
Die beiden dort installierten Simulatoren gingen ab Ende Januar<br />
1978 in Betrieb genommen.<br />
1976 wurden auch die Apartmenthäuser mit insgesamt 52 Einzelapartments<br />
und der zugehörigen Infrastruktur gebaut; eine komplette<br />
Modernisierung erfolgte 1989.<br />
1986 sind die beiden Kernkraftwerks-Simulatoren an einen neuen,<br />
größeren Standort in Essen-Kupferdreh verlegt worden. In dem freigewordenen<br />
Gebäudeteil installierte man nun die beiden neuen<br />
Simulatoren für fossil befeuerte Kraftwerke, welche die KWS 1986<br />
und 1991 in Betrieb nahm.<br />
Die Zahl und die Komplexität der weiteren zu bauenden Kernkraftwerks-Simulatoren<br />
wirkte sich auch noch auf andere Weise auf die<br />
KRAFTWERKSSCHULE E.V. aus. Der Bau dieser Simulatoren war<br />
mit einem großen finanziellen Aufwand verbunden, der in der<br />
Rechtsform einer gemeinnützigen Einrichtung wie der KWS nicht<br />
bereitgestellt werden konnte. Betreiber von Kernkraftwerken stellten<br />
einerseits nur einen relativ kleinen Teil der Mitgliedsunternehmen<br />
der KRAFTWERKSSCHULE E.V., trugen andererseits aber der Allgemeinheit<br />
gegenüber die volle Verantwortung für eine optimale<br />
Ausbildung und mussten außerdem die hohen Kosten dafür mittragen.<br />
Deshalb wurde die Kernkraftwerkssimulator-Ausbildung aus<br />
der KWS ausgegliedert und von den am 1. Juli 1987 speziell für diesen<br />
Zweck gegründeten Gesellschaften KSG (Kernkraftwerks-Simulator-Gesellschaft<br />
mbH) und GfS (Gesellschaft für Simulatorschulung<br />
mbH) übernommen. Da es sich bei den beiden neuen Gesellschaften<br />
um rechtlich unabhängige Körperschaften handelte, erwarben<br />
sie das Gelände am Standort Kupferdreh von der KWS. Die<br />
fachtheoretische Ausbildung für das Personal fossil befeuerter und<br />
nuklearer Kraftwerke ebenso wie die Simulatorschulung für fossil<br />
befeuerte Kraftwerke verblieben bei der KWS und somit bis auf<br />
Weiteres in der Klinkestraße in Essen.<br />
Obwohl mit der Ausgliederung der kerntechnischen Simulatorausbildung<br />
und dem Umzug der Kernkraftwerks-Simulatoren Platz geschaffen<br />
werden konnte, wurde es im <strong>VGB</strong>-Haus schon bald wieder<br />
eng. Während die Teilnehmerzahlen der Kraftwerksmeister-Ausbildung<br />
auf hohem Niveau blieben, erlebten Kraftwerker-Ausbildung<br />
und Weiterbildungslehrgänge ab Ende der 1980er-Jahre einen regelrechten<br />
Boom. Ein weiterer Ausbau des <strong>VGB</strong>-Hauses war nicht<br />
möglich. Um den Ausbildungsbedarf der KWS-Mitglieder zeitnah<br />
decken zu können und die vorübergehend eingeführten Wartelisten<br />
abzubauen, wurden in einem neuen Verwaltungsgebäude an der<br />
Ruhrallee in Essen Anfang 1991 vier Klassenräume angemietet, in<br />
denen zwei Kraftwerker-Klassen und alle Lehrgangsteilnehmer der<br />
Fachrichtung „Maschinentechnik/Kerntechnik“ ausgebildet wurden<br />
(Bilder 3 und 4).<br />
Im August 1993 sind in der Ruhrallee zwei weitere Hörsäle in Betrieb<br />
genommen worden; von da an fanden die gesamte Kraftwerker-<br />
Ausbildung sowie die komplette Fachtheorie für Kernkraftwerkspersonal<br />
in den Räumlichkeiten an der Ruhrallee statt.<br />
„Die anspruchsvolle und breitgefächerte Ausbildung von Kraftwerksmitarbeitern,<br />
speziell von Kraftwerksmeistern, nutzt nicht nur<br />
den Unternehmen, sondern natürlich auch den Mitarbeitern selbst.<br />
October, 1957, and, beginning in 1958, also in Hamburg and Esslingen,<br />
were conducted in co-operation with local engineering schools<br />
and technical academies at their respective facilities.<br />
After a few years of taking in growing numbers of KWS students,<br />
the Essen, Hamburg, and Esslingen schools ran out of space. It became<br />
apparent that KWS needed a facility of its own. The centralisation<br />
of power plant shift supervisor training in Essen in a modern,<br />
spacious, fully equipped custom-built center had been on the agenda<br />
for a long time and was designed to eradicate all logistical problems<br />
and make schooling procedures more efficient. The building´s designated<br />
location was the Klinkestrasse in Essen-Bergerhausen. The<br />
first courses at Klinkestrasse began on September 1st, 1969. Apart<br />
from KWS´ classrooms, the new building also housed <strong>VGB</strong>´s technical<br />
and business departments and, beginning in 1971, its research<br />
division.<br />
Five years later, on December <strong>11</strong>th, 1974, construction work began<br />
on a nuclear power plant simulator center, which would be housed in<br />
an annex to the <strong>VGB</strong> Building. The two simulators installed there<br />
were commissioned by late January, 1978.<br />
In 1976, KWS´ two apartment buildings with a total of 52 units and<br />
complete infrastructure were erected and thoroughly modernised in<br />
1999.<br />
In 1986, the two simulators transferred to a new, more spacious location<br />
in Essen-Kupferdreh. The now-vacant simulator building became<br />
the home of two new simulators for fossil-fired power plants,<br />
which KWS commissioned in 1986 and 1991.<br />
By that time, it had already been established that additional, more<br />
complex nuclear power plant simulators would be built in the future.<br />
It was readily apparent that a non-profit organisation like KWS PowerTech<br />
Training Center was simply unable to shoulder the huge financial<br />
burden required for this task. Nuclear power plant operators<br />
made up just a relatively small part of KWS´ many members, yet<br />
were legally responsible to the public and the authorities for optimum<br />
simulator training. In addition, these companies were the sole<br />
providers of funds for such simulators. In order to alleviate that situation,<br />
simulator training for nuclear power plants was formally outsourced<br />
from KWS PowerTech Training Centre and taken over by<br />
two companies called KSG (German acronym for Nuclear Power<br />
Plant Simulator, Inc.) and GfS (German acronym for Society for<br />
Simulator Training, Inc.) specifically founded for that purpose on July<br />
1st, 1987. Since the two new companies were formally independent<br />
corporate bodies, they purchased the Kupferdreh property from<br />
KWS. Theoretical training for nuclear and fossil-fired power plant<br />
personnel as well as simulator training for the latter group would remain<br />
the sole responsibility of KWS and would continue to be conducted<br />
at Klinkestrasse for the time being.<br />
Although moving the nuclear power plant simulators to Kupferdreh<br />
had made room in the <strong>VGB</strong> building for a while, things soon tightened<br />
up again. While participation in power plant shift supervisor<br />
courses remained consistently high, power plant operator courses<br />
and advanced training boomed by the end of the 1980s. Unfortunately,<br />
it was impossible to further expand the <strong>VGB</strong> building. In order to<br />
meet the schooling demands from KWS´ members and to phase out<br />
student waiting lists that were in use at the time, four classrooms<br />
were rented in a newly erected administrative building on Essen´s<br />
Ruhrallee in early 1991. Two power plant operator classes and all<br />
participants in mechanical/nuclear engineering would receive their<br />
training there. In August, 1993, KWS rented two more classrooms at<br />
the Ruhrallee building. From then on, power plant operator training<br />
as well as all of the theoretical training for nuclear power plant personnel<br />
would be conducted solely at that location.<br />
“Demanding and versatile training for power plant personnel benefits<br />
not just the companies in the power industry but the employees,<br />
too. Today´s plant operatives have greater responsibilities, work<br />
34 <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong>/2007<br />
86
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
50 Jahre KRAFTWERKSSCHULE/50 Years of KWS Training Center<br />
Bild 3. <strong>VGB</strong>-Haus.<br />
Figure 3. <strong>VGB</strong> House.<br />
Sie haben heute mehr Verantwortung, arbeiten flexibler und beherrschen<br />
ein breites Tätigkeitsspektrum. Das alles erhöht ihren Wert auf<br />
dem Arbeitsmarkt“, so Markus Bieder, RWE Power AG, Kraftwerke<br />
Region West, GuD-Anlage Ludwigshafen, Leiter des Ausbildungsausschusses<br />
der KRAFTWERKSSCHULE E.V.<br />
Ungeachtet dieser Erleichterung der Raumprobleme waren sich<br />
die Verantwortlichen der KWS darüber im Klaren, dass es sich nur<br />
um eine Zwischenlösung handeln konnte. Das stetige Pendeln der<br />
Dozenten zwischen der Klinkestraße und der Außenstelle war<br />
einem geregelten Unterrichtsablauf abträglich und auf die Dauer<br />
nicht zumutbar. Daher begannen Vorstand und Geschäftsführung der<br />
KRAFTWERKSSCHULE E.V. schon kurz nach dem Bezug der<br />
Außenstelle Ruhrallee, über eine langfristige Unterbringung aller<br />
Aktivitäten der Schule an einem neuen gemeinsamen Standort nachzudenken.<br />
Eine Reihe von möglichen Standorten in Essen und der näheren<br />
Umgebung wurde im Rahmen der geplanten Verlegung der KRAFT-<br />
WERKSSCHULE E.V. begutachtet, aber es war wiederum das<br />
Deilbachtal in Kupferdreh, für das man sich letztlich entschied<br />
(Bild 5). Schließlich gab es hier bereits das gut erschlossene KSG-<br />
Gelände, das groß genug war, um auch die KWS unterzubringen.<br />
Mit Zustimmung der Mitgliederversammlung kaufte die Schule zu<br />
diesem Zweck im Jahre 1993 ein Grundstück mit einer Gesamtfläche<br />
von insgesamt 12 300 m 2 von der KSG zurück. Die Bauarbeiten an<br />
dem neuen Schulungszentrum begannen im November 1994, und<br />
am 16. März 1995 wurde mit einem Festakt der Grundstein gelegt.<br />
Auf dem Gelände entstand ein Gebäudekomplex mit insgesamt vier<br />
Geschossen. Darin fanden 30 Hörsäle Platz, außerdem Seminar- und<br />
Bild 4. KWS Außenstelle an der Ruhrallee.<br />
Figure 4. KWS branch at the Ruhrallee.<br />
more flexibly, and have a wider range of skills than ever before. All<br />
of this increases their desirability in the labour market.”<br />
Markus Bieder, RWE Power AG, Power Plants Western Region<br />
West, CCGT plant Ludwigshafen; Head of KWS PowerTech Training<br />
Center Training Committee<br />
In spite of the relief the Ruhrallee facilities offered, all parties concerned<br />
were aware of the fact that this was only a temporary solution.<br />
In the long run, having instructors commute between<br />
Klinkestrasse and Ruhrallee day after day hampered training procedures<br />
and was therefore unacceptable. A short time after the<br />
Ruhrallee branch office was opened, KWS executives began to consider<br />
combining all of the school´s activities in one spot.<br />
While a number of possible sites in and around Essen had been taken<br />
into consideration as KWS´s new home, the Deilbachtal in Kupferdreh<br />
was once again chosen. After all, the well-developed property<br />
of the KSG was located there, a piece of land big enough to house<br />
KWS as well. With the assent of its General Assembly, the school<br />
bought back 12,300 square meters of real estate from KSG in 1993.<br />
Construction of the new training center began in November, 1994,<br />
the ceremonial laying of the cornerstone took place on March 16th,<br />
1995. A four-storey building complex was erected with 30 classrooms<br />
plus seminar rooms and laboratories for up to 350 students.<br />
The western flank of the complex housed administrative offices for<br />
30 employees, while a two-storey parking deck on the east side offered<br />
enough space for up to 200 automobiles. The layout is the same<br />
today.<br />
As for the inside story, students may take a break either in specially<br />
designated zones on each floor or in larger rest zone on the ground<br />
Bild 5. KWS-Schulungszentrum Deilbachtal.<br />
Figure 5. KWS Training Center Deilbachtal.<br />
Bild 6. Laborausrüstung „Pumpenleitstand“.<br />
Figure 6. Laboratory equipment “pump control”.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong>/2007 35<br />
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50 Jahre KRAFTWERKSSCHULE/50 Years of KWS Training Center<br />
A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
Übungslaborräume für bis zu 350 Schulungsteilnehmer. An der<br />
Westseite wurde ein Bürobereich für 30 Mitarbeiter geschaffen,<br />
während ein an den Ostteil des Gebäudes anschließendes Parkdeck<br />
mit zwei Ebenen mehr als 200 Fahrzeugen Platz bietet.<br />
In den Unterrichtspausen können Schulungsteilnehmer entweder<br />
Kurzpausenzonen aufsuchen, die auf jeder Etage eingerichtet wurden,<br />
oder die Pausenhalle im Untergeschoss frequentieren; Kaffeeund<br />
Kaltgetränkeausgabe gehören zur Ausstattung. Das Mittagessen<br />
können Schulungsteilnehmer, Dozenten und Mitarbeiter in<br />
der nahe gelegenen Kantine der Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft<br />
einnehmen.<br />
Alle fachtheoretischen Lehrgänge wurden von nun an im Schulungszentrum<br />
in Kupferdreh durchgeführt, während die Simulatorausbildung<br />
für fossil befeuerte Kraftwerke zunächst in der Klinkestraße<br />
verblieb.<br />
In einem zweiten Bauabschnitt im Jahre 2000 wurde das bis dahin<br />
im Rohzustand belassene zweite Obergeschoss des Schulungszentrums<br />
ausgebaut und für die Aufnahme von Simulatoren vorbereitet.<br />
Der neue bildschirmbediente Simulator für Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke<br />
wurde im Frühjahr 2001 in Kupferdreh installiert,<br />
ebenso wie der bildschirmbediente Simulator für fossil befeuerte<br />
Kraftwerke, der FOKS 3. Kraftwerkswarten mit Bildschirmbedienung<br />
sind wesentlich kleiner als konventionelle Warten mit<br />
Kleinwartentechnik und lassen sich daher problemlos auf der Fläche<br />
eines üblichen Hörsaales unterbringen. Obwohl die Simulatoren<br />
FOKS 1 und 2 an ihrem bisherigen Standort verblieben, zogen die<br />
für die Simulatoren zuständigen Ausbilder und die Fachleute für die<br />
Soft- und Hardware ebenfalls nach Kupferdreh. Die so erreichte dauerhafte<br />
Zusammenlegung von fachtheoretischer Schulung und Simulatorausbildung<br />
im Schulungszentrum im Deilbachtal erlaubt heute<br />
eine effiziente Zusammenarbeit und gegenseitige Unterstützung aller<br />
Mitarbeiter der KRAFTWERKSSCHULE E.V. zum Vorteil der vielen<br />
Schulungsteilnehmer, die hier ausgebildet werden (Bilder 6<br />
und 7 ).<br />
Die Ausbildung<br />
Was 50 Jahre doch ausmachen können! 1957, als die „Arbeitsgemeinschaft<br />
Kraftwerksmeisterausbildung“ ihre ersten Lehrgänge<br />
durchführte, ging es ausschließlich darum, Kraftwerksmeister der<br />
Fachrichtung Maschinentechnik heranzubilden, um die neuen thermischen<br />
Großkraftwerke der Bundesrepublik mit qualifiziertem Personal<br />
zu versorgen. Seit dieser Zeit hat der Kraftwerksmeister, von<br />
denen bis heute etwa 4800 ausgebildet wurden, nichts an Bedeutung<br />
verloren, aber sein Berufsbild und die Inhalte seiner Schulung haben<br />
sich grundlegend verändert. Das Gleiche gilt für die Kraftwerker-<br />
Ausbildung, die kaum weniger lange zum Leistungskatalog der<br />
KWS gehört. Später kamen weitere neue Ausbildungsgänge hinzu,<br />
zum Beispiel der Mechatroniker oder der Betriebswärter. Das gegenwärtige<br />
Lehrangebot umfasst Aus- und Weiterbildungen in den Bereichen<br />
Kraftwerkstechnik, Kerntechnik, Wasserkraft, Thermische<br />
Abfallverwertung, Umweltschutz, Strahlenschutz, Brandschutz, Arbeitssicherheit,<br />
Instandhaltung, Prozessoptimierung, Führungsverhalten<br />
und Kommunikation. Darüber hinaus gibt es zahlreiche kundenspezifische<br />
Sonderkurse. Geschult wird heutzutage nicht nur zentral<br />
im Ausbildungszentrum in Essen, sondern auf der ganzen Welt<br />
mit mobilen Simulatoren und Laboreinrichtungen in den Sprachen<br />
Englisch, Französisch, Russisch und Niederländisch.<br />
Auch die Form des Unterrichts hat sich in den 50 Jahren verändert.<br />
Mit der Inbetriebnahme der ersten Kernkraftwerkssimulatoren erreichte<br />
die praktische Ausbildung eine neue und noch nie dagewesene<br />
Qualität. An 1 : 1 nachgebildeten Kernkraftwerken können gefloor,<br />
where vending machines provide them with coffee or cold<br />
drinks. Students, instructors, and staffers eat lunch in the canteen of<br />
the KSG building just a short walk away.<br />
All theoretical training courses were now conducted at the new<br />
center, whereas simulator training for fossil-fired plants continued<br />
to take place at Klinkestrasse for the time being.<br />
In a second construction phase in the year 2000 the so far unused<br />
second floor was completely outfitted and prepped for the installation<br />
of simulators. The new screen-based simulator for combined cycle<br />
gas turbine power plants was assembled in Kupferdreh in the<br />
spring of 2001 as well as the screen-based simulator for fossil-fired<br />
power plants called FOKS 3. Screen-based power plant control centres<br />
require considerably less space than conventional hard panel<br />
control centres and can therefore be easily accommodated in a regular-size<br />
classroom. While the FOKS 1 and 2 simulators remained<br />
at Klinkestrasse, simulator instructors as well as soft- and hardware<br />
experts all moved to Kupferdreh. Merging theoretical and simulator<br />
instruction at the Deilbachtal training center permits most efficient<br />
co-operation and mutual support among KWS´ faculty members,<br />
for the benefit of the many students who get their training there<br />
(Figure 6 and 7).<br />
Training<br />
What a difference 50 years can make. In 1957, when the “Power<br />
Plant Shift Supervisor” task force began to conduct its first training<br />
courses, its sole purpose was to produce shift supervisors, specialising<br />
in mechanical engineering in order to provide Germany´s new<br />
large thermal power plants with qualified personnel. Today, shift<br />
supervisors, of which approximately some 4800 have been trained at<br />
KWS to the present day, are just as important as they were in the<br />
past, but their job profile and schooling have changed fundamentally.<br />
The same holds true for power plant operator training, which has<br />
been on KWS PowerTech Training Center´s agenda almost as long.<br />
In later years, new courses were added, like those for mechatronicians<br />
or plant attendants, for example. The school´s current line-up<br />
comprises basic and advanced training in the fields of power plant<br />
technology, nuclear technology, hydro-power, thermal waste utilisation,<br />
environmental protection, radiation protection, fire protection,<br />
occupational safety, maintenance, process optimisation, leadership<br />
and communication. In addition, there a numerous courses tailored to<br />
specific customer needs. These days, instructions take place not just<br />
at the Essen-Kupferdreh training center, but all over the world, using<br />
mobile simulators and laboratories, conducted in English, French,<br />
Russian and Dutch.<br />
Bild 7. Bildschirmbediente Simulatoren (rechts: reisefertig verpackt).<br />
Figure 7. Screen-operated simulators (right hand side:<br />
ready for travelling).<br />
36 <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong>/2007<br />
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A journey through 100 years <strong>VGB</strong> | <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> 4 (2006)<br />
50 Jahre KRAFTWERKSSCHULE/50 Years of KWS Training Center<br />
fahrlos An- und Abfahrvorgänge, Anomaler Betrieb und Störfälle<br />
trainiert werden.<br />
Aufgrund der guten Erfahrung mit der Ausbildung an Simulatoren<br />
für Kernkraftwerke nahm die KWS 1986 den ersten Simulator für<br />
konventionelle Kraftwerke in Betrieb.<br />
Den nächsten Schritt zu einer neuen und zeitgemäßen Schulungsform<br />
brachte das „E-Learning“. Hier ist ein individuelles, zeit- und<br />
ortsunabhängiges Lernen möglich. Das Internet wird für die Distribution<br />
von Lernmaterialien und zur Unterstützung zwischenmenschlicher<br />
Kommunikation der Teilnehmer untereinander sowie zum<br />
Ausbilder genutzt.<br />
Dieses riesige Schulungsfeld ist natürlich nicht von den 60 festangestellten<br />
Mitarbeitern der KWS, wovon rund 30 Lehrgangsleiter und<br />
Dozenten sowie Simulatorausbilder sind, abzudecken. Um in all<br />
diesen oft sehr speziellen Schulungsthemen immer den aktuellen<br />
Praxisbezug zu berücksichtigen und immer auf dem Stand von<br />
Wissenschaft und Technik zu sein, greift die KRAFTWERKS-<br />
SCHULE E.V. auf etwa 270 nebenberufliche Dozenten aus den<br />
Kraftwerken, den umliegenden Hochschulen sowie der Industrie<br />
zurück.<br />
Um die Ausbildungsqualität jederzeit sicherzustellen, legt die KWS<br />
nicht nur auf die technische, sondern auch auf die pädagogische und<br />
didaktische Weiterbildung ihrer Dozenten besonderen Wert und<br />
weist das unter anderem auch durch die Einführung eines Qualitätsmanagementsystems<br />
in Übereinstimmung mit dem Standard<br />
DIN EN ISO 9001:2000 nach.<br />
Die Zeiten haben sich geändert, aber eines ist gleich geblieben:<br />
Das Engagement der KWS, ihren Mitgliedern stets die bestmögliche<br />
Mitarbeiterschulung anzubieten – gestern, heute und morgen!<br />
„Die Kraftwerksschule hat es in den vergangenen 50 Jahren gut verstanden,<br />
das Niveau stets zu bestimmen, sie war immer der Qualitätstreiber<br />
bei der Kraftwerker- und Kraftwerksmeister-Ausbildung.<br />
Das muss die Kraftwerksschule auch in Zukunft sein, sodass wir den<br />
Anforderungen in den neuen Anlagen auch gerecht werden können",<br />
so Reinhardt Hassa, Sprecher des Vorstands der Vattenfall Europe<br />
Generation AG & Co. KG, Vorstandsvorsitzender der KRAFT-<br />
WERKSSCHULE E.V.<br />
<br />
How things are being taught has changed, too, in the last 50 years.<br />
The introduction of the first nuclear power plant simulators brought a<br />
new, unprecedented kind of quality to practical training. Simulated<br />
life-size nuclear power plants permit the rehearsal of start-up and<br />
shutdown procedures, disturbed conditions and malfunctions in complete<br />
safety.<br />
Positive experience with simulator training for nuclear power plants<br />
led to the introduction of the first KWS simulator for conventional<br />
power plants in 1986.<br />
The next step towards a new, contemporary type of instruction was<br />
e-learning, which allows studies to be conducted in an individualised,<br />
autonomous fashion, irrespective of time and place. The Internet<br />
is an attractive means for distributing materials for study and enhances<br />
both student/student and student/instructor interaction.<br />
This huge variety of available instruction cannot possibly be handled<br />
by the 60 permanent faculty members alone, some 30 of whom are<br />
chief instructors, teachers, and simulator instructors. The many, often<br />
very specific fields of study require constant updates in order to<br />
ensure synchronicity with the latest in science and technology and<br />
practical applications, too. Therefore, KWS PowerTech Training<br />
Center employs some 270 part-time instructors from power plants,<br />
neighbouring universities and industry.<br />
In order to ensure and substantiate training quality at all times, KWS<br />
emphasizes not only the continuing technical, but also the pedagogical<br />
and didactical training of its teachers. Among other measures to<br />
verify this claim, the school has introduced a quality management<br />
system in accordance with the DIN EN ISO 9001: 2000 standard.<br />
Times have changed, but one thing always remains the same, namely<br />
KWS´ constant efforts to provide its members with the best personnel<br />
training possible - yesterday, today, and tomorrow.<br />
“During the last 50 years, KWS has always been very adept at setting<br />
the pace, pushing up quality standards for power plant operator<br />
and shift supervisor training. This is what it´ll have to do in the<br />
future as well, so our training meets the demands in the new power<br />
plants.”<br />
Reinhardt Hassa, Chairman of the Board, Vattenfall Europe Generation<br />
AG & Co. KG, and Chairman of the Board of KWS PowerTech<br />
Training Center.<br />
<br />
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Putzmeister AG · www.putzmeister.de/PAT<br />
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difficult sludges and materials cleanly and reliably in<br />
closed pipelines and meter them precisely into the<br />
downstream units. A great number of different delivery<br />
tasks are thereby mastered economically.<br />
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pipeline transport.<br />
<br />
<br />
<br />
2577-2 GB<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong>/2007 37<br />
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<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Book<br />
Failures and Forced Unavailability of Power Plants<br />
Henk C. Wels<br />
<strong>VGB</strong>-B 035 | <strong>2019</strong><br />
DIN B5, 276 pages, price: 48.– €, + VAT and postage<br />
Failures and<br />
Forced Unavailability<br />
of Power Plants<br />
Henk C. Wels<br />
<strong>VGB</strong>-B 035<br />
Power plants are not functioning to the fullest 100 % of the time. Maintenance and inspection of some components<br />
require them to be off-line in time, however, this can be planned such that customers continue receiving power from<br />
the electrical grid, steam or district heating from other plants. Unplanned outages due to failures or external conditions<br />
may cause surprises and can lead to situations in which the demand is not satisfied at short term at large costs.<br />
When plants are similar in size or when feasible given the number of plants, the N-1 principle can be followed. The<br />
electrical grid operator has contracted a plant in hot standby or makes the plants in operation to set their power by<br />
an amount of spare sufficient to remedy loss of a plant and that can be controlled up or down to keep the frequency<br />
constant and the total demand being met. When a large number of plants are meeting the demand, a reserve factor<br />
>1 can be applied depending on economical boundary conditions and/or grid connections with abroad.<br />
When demand is not met, the grid operator has to lower this demand by curtailing load to make sure that generators<br />
protection systems do not switch off so many generators that due to a domino effect a blackout occurs with<br />
large parts of the grid without power. Therefore, forced unavailability results in additional installed power that takes<br />
time to realize and it is costly. Unavailability, planned or forced, results for the owner of the plant in fixed costs<br />
(capital, maintenance, personnel) that are not compensated by income from MWhrs produced if no margin would<br />
be added to income.<br />
Given this relevance, unavailability must be minimized, however, not at all costs. For reserve units that operate only<br />
a few hours per year it does not pay to repair around the clock resulting in minimum forced unavailability.<br />
The overall costs must be minimized at maximum production income within market and regulatory constraints.<br />
In this book unavailability is modeled both qualitatively and quantitatively. Without modeling, (describing how<br />
power plants seem to react on the factors that define unavailability) one cannot optimize. With modeling comes the<br />
ability to forecast unavailability as a factor of influence factors such as operation hours, starts, plant layout. Models<br />
for human decision making are not discussed, only the effects of this decision making are studied.<br />
The book is derived from earlier papers presented at ESREDA, PGMON, <strong>VGB</strong> Working Groups and other committees<br />
while working with KEMA and its legacy companies and departments NRG, DNV-GL and DEKRA. The consent of<br />
representatives of these organizations and firms for copying and further publishing has been granted. The names of<br />
power plants still operating have been omitted or made anonymous. A description of the work of ESREDA is given.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany<br />
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften | Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302<br />
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<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
<br />
Plants in direct exchange of experience with <strong>VGB</strong> I August <strong>2019</strong><br />
Nuclear<br />
power plant<br />
Country<br />
Type<br />
Nominal<br />
capacity<br />
Gross Net<br />
MW MW<br />
Operating<br />
time<br />
generator<br />
in h<br />
Energy generated<br />
(gross generation) MWh<br />
Month Year 1 commis-<br />
Since<br />
sioning<br />
Time Unit capability<br />
availability % factor %*<br />
Energy unavailability<br />
%*<br />
Energy<br />
utilisation %*<br />
1 1 Postponable Not postponable Month Year 1<br />
Planned** Unplanned***<br />
Month Year Month Year<br />
Month Year 1<br />
Month Year 1 Month Year 1<br />
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 207 223 200 7 082 010 336 908 844 100.00 100.00 21.19 89.84 78.81 10.06 0 0.10 0 0 21.19 86.86 1,2,4<br />
KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 744 994 792 6 432 247 357 000 057 100.00 83.52 94.05 78.35 5.95 15.92 0 0.02 0 5.72 89.88 74.24 -<br />
KKE Emsland DE PWR 1406 1335 744 1 026 542 6 728 057 353 547 026 100.00 83.78 100.00 83.66 0 9.09 0 0 0 7.25 98.<strong>11</strong> 82.06 -<br />
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 744 1 031 644 7 820 515 361 546 328 100.00 93.91 98.93 93.51 0 6.12 1.07 0.14 0 0.24 92.84 89.95 -<br />
KKP-2 Philippsburg DE PWR 1468 1402 409,25 536 941 6 876 315 373 037 470 55.01 84.50 54.82 84.22 37.37 9.91 0 0 7.81 5.87 48.33 79.10 1,2,5<br />
KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 744 978 185 6 460 061 337 401 816 100.00 83.70 99.40 83.00 0.60 15.84 0 0 0 1.16 97.38 81.99 -<br />
KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 744 990 908 6 708 328 384 282 542 100.00 85.06 100.00 84.73 0 10.76 0 0 0 4.51 92.41 79.93 -<br />
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 680 095 5 107 389 266 762 596 100.00 96.22 99.94 95.18 0.06 4.43 0 0.21 0 0.18 99.36 95.21 -<br />
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 678 578 4 769 520 256 666 062 100.00 89.76 100.00 89.16 0 9.24 0 1.60 0 0 99.14 88.91 -<br />
KCB Borssele NL PWR 512 484 693 336 333 4 782 186 166 503 874 91.08 81.95 91.06 81.86 0 15.45 8.94 1.14 0 1.55 88.20 78.39 -<br />
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 733 272 559 1 855 842 129 189 952 100.00 84.60 100.00 84.38 0 15.62 0 0 0 0 96.27 83.62 7<br />
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 239 86 668 2 0<strong>11</strong> 679 136 362 086 32.12 91.34 31.92 91.31 68.08 8.69 0 0 0 0 30.14 90.70 1,2,7<br />
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 495 5<strong>11</strong> 876 5 138 912 319 014 440 66.47 84.14 66.04 83.49 0 8.97 0 0.92 33.96 6.62 64.91 83.14 7<br />
KKM Muehleberg CH BWR 390 373 744 280 420 2 222 570 129 626 885 100.00 100.00 99.93 99.75 0.07 0.25 0 0 0 0 96.64 97.73<br />
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 785 304 5 390 978 252 682 646 100.00 87.79 99.87 87.33 0 <strong>11</strong>.76 0 0 0.13 0.91 98.16 86.16 -<br />
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 379 176 941 2 662 535 <strong>11</strong>4 892 028 50.94 93.62 50.34 93.32 49.66 6.44 0 0 0 0.23 47.57 91.32 3<br />
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 0 0 1 610 472 109 844 643 0 56.85 0.10 56.39 0.10 14.76 0 0 100.00 28.85 0 55.24 2<br />
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 744 355 841 2 322 286 108 820 326 100.00 81.91 99.95 81.50 0 <strong>11</strong>.94 0 0 0.05 6.56 95.66 79.65 -<br />
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 733 355 048 2 888 305 109 331 573 98.52 99.81 97.61 99.62 0 0.07 0 0 2.39 0.31 95.44 99.07 -<br />
Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 744 793 753 4 720 428 <strong>11</strong>9 081 470 100.00 75.82 99.86 75.52 0.10 24.47 0 0 0.04 0.01 98.60 74.82 -<br />
Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 5<strong>11</strong> 537 389 5 014 587 <strong>11</strong>4 287 104 68.68 79.32 66.85 79.03 33.15 20.77 0 0 0 0.20 66.76 79.48 1<br />
Doel 1 BE PWR 454 433 744 341 195 1 923 479 137 367 941 100.00 71.29 99.97 70.94 0.03 29.02 0 0 0 0.04 98.34 71.16 -<br />
Doel 2 BE PWR 454 433 744 330 999 2 246 141 136 048 080 100.00 85.95 99.28 84.37 0.05 15.42 0 0 0.67 0.22 97.52 84.46 -<br />
Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 775 861 4 839 363 259 971 848 100.00 78.61 99.74 77.91 0 19.70 0 0.01 0.26 2.38 98.19 78.07 -<br />
Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 696 829 6 124 559 266 497 969 100.00 100.00 87.42 96.62 0 0 0.01 0.39 12.57 2.99 84.39 95.36 -<br />
Tihange 1 BE PWR 1009 962 744 725 185 5 845 679 304 676 537 100.00 100.00 100.00 99.99 0 0.01 0 0 0 0 96.57 99.48 -<br />
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 744 756 385 1 416 023 256 067 953 100.00 24.64 99.92 23.88 0 0.73 0.08 0.03 0 75.36 97.<strong>11</strong> 23.16 -<br />
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 744 778 719 6 183 131 277 410 404 100.00 99.96 100.00 99.14 0 0.78 0 0 0 0.08 96.50 97.86 -<br />
Remarks<br />
1<br />
PWR: Pressurised water reactor<br />
Beginning of the year<br />
2<br />
BWR: Boiling water reactor<br />
Final data were not yet available in print<br />
* Net-based values (Czech and Swiss nuclear power plants gross-based)<br />
** Planned: the beginning and duration of unavailability have to be determined more than 4 weeks before commencement<br />
*** Unplanned: the beginning of unavailability cannot be postponed or only within 4 weeks.<br />
All values were entered in the column not postponable.<br />
– Postponable: the beginning of unavailability can be postponed more than 12 hours to 4 weeks.<br />
– Not postponable: the beginning of unavailability cannot be postponed or only within 12 hours.<br />
Remarks:<br />
1 Refuelling<br />
2 Inspection<br />
3 Repair<br />
4 Stretch-out-operation<br />
5 Stretch-in-operation<br />
6 Hereof traction supply:<br />
7 Hereof steam supply:<br />
KKB 1 Beznau<br />
Month: <br />
Since the beginning of the year:<br />
Since commissioning:<br />
KKB 2 Beznau<br />
Month:<br />
Since the beginning of the year:<br />
Since commissioning:<br />
391 MWh<br />
12,003 MWh<br />
541,926 MWh<br />
16 MWh<br />
2,150 MWh<br />
132,580 MWh<br />
KKG Gösgen<br />
Month:<br />
4,004 MWh<br />
Since the beginning of the year: 46,897 MWh<br />
Since commissioning: 2,353,956 MWh<br />
8 New nominal capacity since January <strong>2019</strong><br />
91
<strong>VGB</strong> News <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> News<br />
EWeRK und <strong>VGB</strong> beschließen<br />
Kooperation zur Energiepolitik<br />
• Fachseminar zum Kohleausstieg<br />
am 31. Januar 2020 in Berlin<br />
(Berlin/Essen) Das Institut für Energie- und Wettbewerbsrecht in der Kommunalen<br />
Wirtschaft an der Humboldt-Universität zu Berlin und der <strong>VGB</strong><br />
PowerTech haben durch gegenseitige Mitgliedschaften eine Kooperation in<br />
den Themenfeldern Energierecht und Energiepolitik vereinbart. Der geschäftsführende<br />
Direktor des EWeRK e.V. und Leiter des Lehrstuhl für Bürgerliches<br />
Recht, Handels-, Wirtschafts- und Europarecht, Prof. Dr. Hans-Peter<br />
Schwintowski und Dr.-Ing. Oliver Then, Geschäftsführer des <strong>VGB</strong>, erhoffen<br />
sich interessante Angebote für die Mitglieder beider Organisationen und<br />
sehen interessanten gemeinsamen Aktivitäten in der Zukunft entgegen.<br />
„Ich würde mich freuen, wenn wir auf der Grundlage der gegenseitigen<br />
Mitgliedschaft über Themen nachdenken könnten, die möglicherweise für<br />
<strong>VGB</strong>-Verbandsmitglieder von Interesse sind - außerdem stehen wir mit<br />
Rechtsrat selbstverständlich auch gern zur Verfügung. Alles was irgendwie<br />
mit dem Energierecht zu tun hat, können wir anbieten und abbilden“, so<br />
Prof. Schwintowski. Dr. Oliver Then ergänzt: „Diese Kooperation ist eine<br />
gute Gelegenheit, das Themenspektrum für unsere Mitgliedsunternehmen<br />
auf die immer wichtigeren und komplexeren Fragestellungen der Regulierung<br />
und des Rechtsrahmens zu erweitern. Auch wir als technischer Verband<br />
kommen an diesen Themen nicht vorbei.“ Zwei Veröffentlichungen<br />
von Prof. Schwintowski u.a. zur Frage der Entschädigungszahlungen im<br />
Rahmen des anstehenden Kohleausstiegs sind bereits im <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong><br />
Magazin erschienen.<br />
Als weiteres Ergebnis der Kooperation ist ein gemeinsames Fachseminar<br />
zum Kohleausstieg am 31. Januar 2020 in Berlin geplant. Einladung und<br />
Programm werden auf der Webseite des EWeRK bereitgestellt.<br />
Des Weiteren informiert das EWeRK über eine neu entwickelte Schiedsordnung,<br />
die sehr schnell und kostengünstig zu einer Streitbeilegung führen<br />
kann. Grundgedanke ist, dass die Konfliktparteien sich auf eine einzige Person<br />
einigen, die als Schiedsrichter/In zur Verfügung steht. Das EWeRK hat<br />
eine Liste geeigneter Persönlichkeiten vorbereitet, aus der gewählt werden<br />
kann, aber nicht gewählt werden muss.<br />
Die Konfliktparteien vereinbaren mit der Person ihres Vertrauens, nach<br />
welchen Verfahrensregeln die Konfliktlösung erfolgen soll. Dabei können<br />
die Parteien auf die Zivilprozessordnung oder auf andere Verfahrensordnungen<br />
zurückgreifen, aber sie müssen das nicht. Sie können auch ein völlig<br />
freies, auf Konfliktlösung angelegtes Verfahren vereinbaren. Auf diese<br />
Weise soll es, koordiniert durch die Person die als Schiedsrichter/In tätig<br />
wird, zu frühen, zielführenden Gesprächen zwischen den Parteien kommen,<br />
wobei die Aufgabe des Schiedsrichters/In im Kern darin besteht, Lösungsmöglichkeiten<br />
anzuregen und zu diskutieren, über die die Parteien<br />
selbst vielleicht noch gar nicht nachgedacht haben.<br />
Schiedsverfahren dieser Art sind derzeit unüblich - aber nach der Zivilprozessordnung<br />
ohne weiteres zulässig und könnten in vielen - sicher nicht in<br />
allen - Fällen zu einer schnellen und kostengünstigen und alle Seiten befriedenden<br />
Konfliktlösung führen.<br />
Auch die Kosten des Verfahrens werden zwischen den Parteien und den<br />
Schiedsrichtern/Innen vereinbart. Das EWeRK unterstützt die Schiedsrichter/Innen<br />
bei ihrer Arbeit, insbesondere mit juristischer Literatur und den<br />
einschlägigen Urteilen, die zu beachten sind. Aus diesem Grunde können<br />
auch Personen zu Schiedsrichtern/Innen werden, die keinen juristischen<br />
Hintergrund haben, denn die juristischen Feinheiten werden über das<br />
EWeRK zugeliefert. Die Einzelheiten zur Schiedsgerichtsordnung und zur<br />
Liste der Persönlichkeiten, die als Schiedsrichter/Innen zur Verfügung stünden,<br />
sind unter dem Link https://ewerk.rewi.hu-berlin.de/Schiedsgericht/<br />
zu finden.<br />
Water chemistry in power plants –<br />
Site tour of an Indian delegation<br />
(Essen) From 22 to 30 August <strong>2019</strong> an Indian delegation<br />
visited several coal fired power plants and laboratories in<br />
Germany and the Netherlands. The visits aimed at gaining<br />
insights into water chemistry concepts as well as into<br />
investigation methods applied in the operation of coal<br />
fired power plants. They formed a part of a project which<br />
the <strong>VGB</strong> is conducting for an Indian consortium consisting<br />
of the power producer NTPC, BHEL (Bharat Heavy<br />
Industries Limited) and IGCAR (Indira Gandhi Center of<br />
Atomic Research). The project comprises a peer review<br />
of the consortium‘s proposed water chemistry concept<br />
for a 700 °C power plant.<br />
The site tour included visits to GKM and Eemshaven<br />
power plants as well as to several laboratories:<br />
• <strong>VGB</strong> laboratories for oil, water and material investigations<br />
in Essen and Gelsenkirchen<br />
• Catalyst laboratory of LABORELEC Germany in<br />
Gelsenkirchen<br />
• RUHR Lab GmbH (fuel and by product analysis) in<br />
Gelsenkirchen and<br />
• SYNLAB Analytics & Services LAG GmbH (fuel, by<br />
products, oil, water) in Jänschwalde<br />
• Material laboratory of VPC GmbH in Jänschwalde<br />
Further visits to the measurement group of VPC GmbH<br />
in Jänschwalde as well as to the autoclave test rig at TU<br />
Dortmund completed the site tour program.<br />
About the Indian 700°C R&D Program<br />
The Indian Advanced Ultra Super Critical program is<br />
being carried out under the auspices of the Government<br />
of India by the consortium of NTPC, BHEL and IGCAR<br />
– it consists of two phases:<br />
• Phase I is the R&D phase for<br />
technology development<br />
• Phase II involves the installation of an<br />
800 MW unit with steam parameters<br />
of more than 300 bar and 710°C/720°C<br />
Phase I was approved by the Indian Government in<br />
2016. The R&D work officially started in April 2017 and<br />
is expected to end in September <strong>2019</strong>. In phase II, a technology<br />
demonstration plant will be set up at NTPC’s Sipat<br />
site. The R&D program includes subprojects on all<br />
relevant topics, such as Plant design, material development<br />
/ qualification, manufacturing technology development<br />
or water chemistry. The <strong>VGB</strong> has been conducting<br />
the peer review on the water chemistry concept of<br />
the demonstration plant since the end of March <strong>2019</strong>;<br />
the official end date of the project was 30 September<br />
<strong>2019</strong>.<br />
LLwww.vgb.org<br />
L L ewerk.rewi.hu-berlin.de | www.vgb.org<br />
92
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> News<br />
People<br />
Juha-Pekka Weckström appointed<br />
President and CEO of Helen<br />
(helen) Helen’s President and CEO Pekka<br />
Manninen will retire in spring 2020: Juha-Pekka<br />
Weckström will take up the position<br />
of President and CEO on 1 April 2020.<br />
Helen’s Board of Directors has appointed<br />
Juha-Pekka Weckstrom, M.Sc. (Tech.), as<br />
the company’s President and CEO. Mr<br />
Weckström will take up the position on 1<br />
April 2020 following the retirement of<br />
President and CEO Pekka Manninen. During<br />
the transition period in February and<br />
March, Weckström will be acting as deputy<br />
President and CEO.<br />
Juha-Pekka Weckström has over ten<br />
years’ experience as CEO at TeliaSonera<br />
Finland, the Realia Group and, most recently,<br />
at Digia. He has also held several<br />
board membership positions in various<br />
companies throughout his career.<br />
“Both Helen and the energy industry are<br />
undergoing great changes. Helen’s strategy,<br />
which was renewed in spring <strong>2019</strong>, is<br />
seeking strong growth in new business areas,<br />
e.g. in electric traffic, solar energy and<br />
smart properties. Telecommunications and<br />
media sectors have recently undergone an<br />
equally radical change – Weckström’s experience<br />
in customer orientation and successful<br />
steering of a company in a competitive<br />
market is exactly the type of expertise<br />
that Helen needs and that fits into the new<br />
strategy approved by Helen’s Board of Directors,”<br />
says Chairman of the Board Osmo<br />
Soininvaara.<br />
CEO Manninen will be handing over to<br />
his successor a thriving and reforming<br />
company in April. Under his leadership,<br />
Helen’s financial performance has improved<br />
significantly in the recent years.<br />
“Pekka Manninen has done a magnificent<br />
job during Helen’s journey towards carbon-neutral<br />
energy and half a million customers.<br />
His ability to unite people behind<br />
common targets and to reform the company<br />
is visible in Helen’s new strategy and the<br />
excellent results this year,” Soininvaara<br />
adds.<br />
“Helen’s new strategy enables completely<br />
new kinds of initiatives. An excellent example<br />
of this is Helen Ventures, a strategic<br />
capital investor to partner Helen with innovative<br />
growth companies that accelerate<br />
the transition of the energy sector. I am<br />
truly excited to be given the opportunity to<br />
continue the work of CEO Manninen,” says<br />
Weckström.<br />
LLwww.helen.fi<br />
LL<br />
André Schnidrig wird<br />
neuer CEO von Alpiq<br />
• André Schnidrig wird per 1. Januar<br />
2020 neuer CEO der Alpiq Holding AG<br />
• Matthias Zwicky wird per 1. Januar<br />
2020 Mitglied der Geschäftsleitung<br />
• Markus Brokhof, Mitglied der Geschäftsleitung,<br />
verlässt Alpiq per 31. Dezember<br />
<strong>2019</strong><br />
(alpiq) André Schnidrig (48) wurde am<br />
4. Dezember <strong>2019</strong> vom Verwaltungsrat der<br />
Alpiq Holding AG per 1. Januar 2020 zum<br />
neuen CEO der Alpiq Gruppe gewählt.<br />
Schnidrig ist seit 1. Januar <strong>2019</strong> in der<br />
Funktion des Leiters des Geschäftsbereichs<br />
Generation International Mitglied der Geschäftsleitung<br />
von Alpiq. Davor hat er die<br />
Geschäftseinheit Renewable Energy Services<br />
seit Juli 2015 erfolgreich geleitet und<br />
das Schweizer sowie europäische Geschäft<br />
kontinuierlich weiterentwickelt.<br />
André Schnidrig will Alpiq im Umfeld der<br />
Dekarbonisierung, Dezentralisierung und<br />
Digitalisierung optimal positionieren<br />
André Schnidrig sagt: „Ich freue mich<br />
sehr auf die neue Aufgabe. Zusammen mit<br />
meinem Team wollen wir Alpiq im Umfeld<br />
der Dekarbonisierung, Dezentralisierung<br />
und Digitalisierung ab 2020 optimal positionieren.“<br />
Der gebürtige Schweizer und<br />
ETH Zürich Physik- sowie INSEAD<br />
MBA-Absolvent ist seit 1. Januar 2010 bei<br />
Alpiq tätig und arbeitete davor unter anderem<br />
bei ABB und McKinsey.<br />
Matthias Zwicky wird neues<br />
Mitglied der Geschäftsleitung<br />
Matthias Zwicky (63) übernimmt ab 1.<br />
Januar 2020 die Leitung des Geschäftsbereichs<br />
Generation International und wird<br />
neu Mitglied der Geschäftsleitung von Alpiq.<br />
Der gebürtige Schweizer und Dr. Elektroingenieur<br />
ETH ist seit März 2003 bei<br />
Alpiq tätig und leitete bisher die Geschäftseinheit<br />
Thermal Power Generation. Er wird<br />
seine ausgezeichneten europäischen<br />
Marktkenntnisse und seine langjährige Erfahrung<br />
in der Energiebranche in neuer<br />
Position optimal für das Unternehmen einbringen.<br />
Zusammensetzung der Alpiq<br />
Geschäftsleitung ab 1. Januar 2020<br />
Ab 1. Januar 2020 setzt sich die Geschäftsleitung<br />
von Alpiq wie folgt zusammen:<br />
André Schnidrig (CEO und Leiter<br />
Geschäftsbereich Digital & Commerce<br />
a.i.), Thomas Bucher (CFO), Michael Wider<br />
(Leiter Geschäftsbereich Generation<br />
Switzerland), Matthias Zwicky (Leiter Geschäftsbereich<br />
Generation International).<br />
LLwww.alpiq.com<br />
KKL: Thomas Franke übernimmt<br />
Kraftwerksleitung<br />
(kkl) Nach einer zwölfmonatigen Einarbeitungszeit<br />
übernimmt Thomas Franke die<br />
Leitung des KKL – Kernkraftwerk Leibstadt.<br />
Thomas Franke (53), zuvor Leiter von<br />
Block 2 im Kernkraftwerk Philippsburg<br />
(Baden-Württemberg), hatte am 1. November<br />
2018 seine behördlich vorgegebene Einarbeitungsphase<br />
von zwölf Monaten angetreten.<br />
«Es war eine intensive und spannende<br />
Zeit, in der ich die Anlage und viele<br />
motivierte Mitarbeitende kennenlernen<br />
durfte. Ich freue mich darauf, das Werk gemeinsam<br />
mit diesem erfahrenen Team in<br />
die Zukunft zu führen».<br />
Michael Kessler (50), der das KKL interimistisch<br />
15 Monate lang geführt hat, wird<br />
neu als vollamtlicher Stellvertreter unter<br />
anderem das KKL in verschiedenen Gremien<br />
vertreten und werksübergreifende Themen<br />
begleiten. Zweiter Stellvertreter wird<br />
André Hunziker, Leiter der Abteilung Elektrotechnik<br />
und bisheriger Stellvertreter<br />
von Michael Kessler.Willibald Kohlpaintner,<br />
Vorsitzender der Geschäftsleitung:<br />
„Ich danke Michael Kessler und André<br />
Hunziker für ihren grossen Einsatz und die<br />
umsichtige Führungsarbeit in einer anspruchsvollen<br />
Phase. Ich bin überzeugt,<br />
dass wir mit der neuen Führungsstruktur<br />
die Kräfte bündeln und unter der Leitung<br />
von Thomas Franke die künftigen Herausforderungen<br />
effizient und erfolgreich<br />
meistern können.“ Die Stabsübergabe in<br />
der Kraftwerksleitung fand am 1. November<br />
<strong>2019</strong> statt.<br />
LLwww.kkl.ch<br />
E.ON: Lars A. Rosumek wird<br />
neuer Leiter Communications &<br />
Political Affairs<br />
(e.on) Lars A. Rosumek wird neuer Leiter<br />
des Bereichs „Communications & Political<br />
Affairs“ bei E.ON. Er tritt im Laufe des ersten<br />
Quartals 2020 in das Unternehmen<br />
ein und übernimmt dann die Verantwortung<br />
für die konzernweite Kommunikation<br />
sowie die politischen Angelegenheiten<br />
von E.ON.<br />
„Ich freue mich sehr, mit Lars A. Rosumek<br />
eine hervorragende Führungskraft im<br />
Kommunikationsbereich für E.ON gewinnen<br />
zu können. Herr Rosumek hat umfassende<br />
Erfahrungen in einem internationalen,<br />
breit aufgestellten Unternehmen gesammelt<br />
und dessen Weg in die<br />
Digitalisierung kommunikativ maßgeblich<br />
mitgestaltet. Ich bin sicher, dass er uns mit<br />
diesem Hintergrund neue Perspektiven in<br />
der Kommunikations- und Politikarbeit eröffnen<br />
und eine Bereicherung für E.ON auf<br />
dem weiteren Weg in die neue Energiewelt<br />
wird“, so Johannes Teyssen, Vorstandsvorsitzender<br />
von E.ON.<br />
LLwww.eon.com<br />
93
| Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung und Speicherung von Strom und Wärme<br />
| Sonderpublikationen zu <strong>VGB</strong>-Veranstaltungen<br />
| Mediapartner Ihrer Veranstaltung<br />
| Online-Werbung und Jobörse<br />
Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte<br />
MEDIADATEN 2020<br />
Media-Informationen 2020<br />
l Kurzcharakteristik<br />
l Leseranalyse<br />
l Redaktionsplan<br />
l Anzeigeninformation<br />
l Kontakte<br />
Beratung: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey<br />
E-Mail: ads@vgb.org<br />
Telefon: +49 201 8128-212<br />
Fax: +49 201 8128-302<br />
Web: www.vgb.org | Publikationen<br />
Inserentenverzeichnis <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
SWAN Analytical <br />
Titelseite<br />
Instruments AG<br />
<strong>VGB</strong> Congress 2020<br />
U II<br />
100 Years <strong>VGB</strong><br />
SWAN Analytical <br />
U IV<br />
Instruments AG<br />
BRAUER Maschinentechnik AG 9<br />
RWE Group <strong>11</strong><br />
Rheinbraun Brennstoff GmbH<br />
Ferraro Group 3<br />
TLT-Turbo GmbH 15<br />
VEW-GmbH Bremen 13<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH 33<br />
Oil Laboratory<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop17<br />
Öl im Kraftwerk<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung 20-21<br />
Dampferzeuger, Industrieund<br />
Heizkraftwerke, BHKW 2020<br />
<strong>VGB</strong>-Seminar25<br />
Chemie im Wasser-Dampfkreislauf<br />
<strong>VGB</strong> Expert Event 27<br />
Digitalization in Hydropower<br />
<strong>VGB</strong> Thementag 31<br />
Windenergie –<br />
Umwelt-, Arbeits- und<br />
Gesundheitsschutz<br />
94
<strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
<strong>VGB</strong> Events | Events<br />
<strong>VGB</strong> Events 2020<br />
Congress/Kongress<br />
<strong>VGB</strong> Kongress 2020<br />
<strong>VGB</strong> Congress 2020<br />
100 Years <strong>VGB</strong><br />
mit Fachausstellung/<br />
with technical exhibition<br />
9 and 10 September 2020<br />
Essen, Germany<br />
Kontakt:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128-274<br />
E: vgb-congress@vgb.org<br />
Fachausstellung:<br />
Angela Langen<br />
T: +49 201 8128-310<br />
E: angela.langen@vgb.org<br />
Konferenzen | Fachtagungen<br />
2020<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung<br />
Dampferzeuger, Industrieund<br />
Heizkraftwerke, BHKW 2020<br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
18. und 19. März 2020,<br />
Papenburg, Deutschland<br />
Kontakte:<br />
Fachliche Koordination<br />
Werner Hartwig (DIHKW)<br />
T: +49 201 8128 235<br />
E: vgb-dihkw@vgb.org<br />
Andreas Böser (BHKW)<br />
T: +49 201 8128 247<br />
E: vgb-bhkw@vgb.org<br />
Teilnahme<br />
Barbara Bochynski<br />
T: +49 201 8128 205<br />
E: vgb-dihkw@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz<br />
KELI - Konferenz zur<br />
Elektro-, Leit- und<br />
Informationstechnik 2020<br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
KELI - Conference for Electrical<br />
Engineering, I&C and IT in<br />
Generation Plants 2020<br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
(12.) 13./15. May 2020,<br />
Bremen, Germany<br />
Kontakt:<br />
Ulrike Künstler<br />
T: +49 201 8128-206<br />
Ulrike Hellmich<br />
T: +49 201 8128-282<br />
E: vgb-keli@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung<br />
Brennstofftechnik und<br />
Feuerungen 2020<br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
26./27. Mai 2020,<br />
Hamburg, Germany<br />
Kontakt:<br />
Barbara Bochynski<br />
T: +49 201 8128-205<br />
E: vgb.brennstoffe@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz<br />
Dampfturbinen und<br />
Dampfturbinenbetrieb 2020<br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Steam Turbines and Operation<br />
of Steam Turbines 2020<br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
17/18 June 2020,<br />
Cologne, Germany<br />
Kontakt:<br />
Diana Ringhoff<br />
T: +49 201 8128-232<br />
E: vgb-dampfturb@vgb.org<br />
Seminare | Workshops<br />
2020<br />
EWeRK & <strong>VGB</strong>-Fachseminar<br />
Kohleausstieg<br />
31. Januar 2020,<br />
Berlin, Deutschland<br />
Informationen: ewerk.rewi.hu-berlin.de<br />
<strong>VGB</strong>-Seminar<br />
Chemie im Wasser-Dampf-Kreislauf<br />
10. bis 13. März 2020,<br />
Essen, Deutschland<br />
Kontakt:<br />
Konstantin Blank<br />
T: +49 201 8128 214<br />
E: vgb-wasserdampf@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Workshop<br />
Digitalization in Hydropower 2020 -<br />
Implemented innovative digital<br />
measures, products and tools<br />
22 and 23 April 2020<br />
Graz, Austria<br />
Contact:<br />
Dr. Mario Bachhiesl<br />
T: +49 201 8128 270<br />
E: vgb-digi-hpp@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Workshop<br />
Flue Gas Cleaning 2020<br />
6 and 7 May 2020<br />
Dresden, Germany<br />
Contact:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128 274<br />
E-mail: vgb-flue-gas@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Thementag<br />
Thementag Windenergie - Umwelt-,<br />
Arbeits- und Gesundheitsschutz<br />
27. Februar 2020,<br />
Essen, Deutschland<br />
Kontakt:<br />
Gerda Behrendes<br />
T: +49 201 8128 313<br />
E: vgb-thement-wind@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Seminar<br />
Wasseraufbereitung<br />
15. bis 17. September 2020,<br />
Essen, Deutschland<br />
Kontakt:<br />
Konstantin Blank<br />
T: +49 201 8128 214<br />
E: vgb-wasseraufb@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fortbildungsveranstaltung<br />
für Immissionsschutz- und<br />
Störfallbeauftragte<br />
24. bis 26. November 2020,<br />
Höhr-Grenzhausen, Deutschland<br />
Kontakt:<br />
Gerda Behrendes<br />
T: +49 201 8128-313<br />
E: vgb-immission@vgb.org<br />
– Sub ject to chan ge –<br />
Aus kunft zu allen Ver an stal tun gen<br />
mit Fachausstellung:<br />
www.vgb.org/<strong>VGB</strong>_Veranstaltungen.html<br />
Telefon: +49 201 8128-310/299,<br />
E-Mail: events@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Po wer Tech e.V., Deilbachtal 173, 45257 Essen, Telefon: +49 201 8128-0,<br />
Fax: +49 201 8128-350, E-Mail: in fo@vgb.org, In ter net: www.vgb.org<br />
Exhibitions and Conferences<br />
KERNTECHNIK 2020<br />
5 and 6 May 2020<br />
KernD and KTG e.V.<br />
www.kerntechnik.com<br />
52. Kraftwerkstechni sches<br />
Kolloquium 2020<br />
6 and 7 October 2020, Dresden, Germany<br />
Technische Universität Dresden<br />
www.tu-dresden.de<br />
Enlit (POWERGEN Europe)<br />
27 to 29 October 2020,<br />
Milano, Italy<br />
www.powergeneurope.com<br />
95
Preview | Imprint <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>11</strong> l <strong>2019</strong><br />
Preview 12 l <strong>2019</strong><br />
Focus: <strong>VGB</strong> Congress <strong>2019</strong> – Recent and<br />
perspective developments in<br />
energy and electricity supply<br />
Themen: <strong>VGB</strong>-Kongress <strong>2019</strong> – Aktuelle<br />
Themen und Perspektiven<br />
der Energie- und Stromversorgung<br />
An integrated approach to risk informed<br />
decision making<br />
Ein integrierter Ansatz für<br />
risikoorientierte Entscheidungsfindung<br />
Howard Chapman, Maria Cormack,<br />
Caroline Pyke, John-Patrick Richardson<br />
and Reuben Holmes<br />
Problems, solutions and new construction<br />
of a bed linen cooling system with a<br />
fluidised ash cooler<br />
Probleme, Lösungen und Neuaufbau einer<br />
Bettaschekühlung mit einem fluidisierten<br />
Aschekühler<br />
Joachim Plackmeyer, Adlan Omer<br />
and Georg Saarmann<br />
Physical and chemical effects of containment<br />
debris on the emergency coolant<br />
recirculation<br />
Physikalische und chemische Effekte von<br />
Ablagerungen aus dem Containment<br />
auf die Kühlmittelrezirkulation<br />
Jisu Kim and Jong Wong Park<br />
New design of the ash cooler.<br />
To be published in the article “Problems,<br />
solutions and new construction of a bed linen<br />
cooling system with a fluidised ash cooler“<br />
by Joachim Plackmeyer, Adlan Omer<br />
and Georg Saarmann<br />
Imprint<br />
Publisher<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Chair:<br />
Dr. Georgios Stamatelopoulos<br />
Executive Managing Director:<br />
Dr.-Ing. Oliver Then<br />
Address<br />
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Editorial Staff<br />
Dr. Mario Bachhiesl<br />
Dr.-Ing. Thomas Eck<br />
Dr.-Ing. Christian Mönning<br />
Dr.-Ing. Oliver Then<br />
Dipl.-Ing. Ernst Michael Züfle<br />
Scientific Editorial Advisory Board<br />
Prof. Dr. Hans-Jörg Bauer, Karlsruhe/Germany<br />
Prof. Dr. Frantisek Hrdlicka,<br />
Praha/Czech Republic<br />
Prof. Dr. Antonio Hurtado, Dresden/Germany<br />
Prof. Dr. Emmanouil Kakaras, Athens/Greece<br />
Prof. Dr. Alfons Kather, Hamburg/Germany<br />
Prof. Dr. Ennio Macchi, Milano/Italy<br />
Prof. Dr. Harald Weber, Rostock/Germany<br />
Technical Editorial Advisory Board<br />
Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Benesch, Essen/Germany<br />
Prof. Dr. Reinhold O. Elsen, Essen/Germany<br />
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96
Editorial planning | Topics 2020<br />
FACHZEITSCHRIFT<br />
REDAKTIONSPLAN · TERMINE 2020<br />
(Erscheinungstermin: jeweils Monatsmitte. *Erhöhte Auflage zu Veranstaltungen)<br />
Ausgabe Themenschwerpunkte ∙ In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss<br />
Januar/ <strong>VGB</strong> Kongress <strong>2019</strong> „Innovation in Power Generation“ – Schwerpunkt Fachvorträge 17. Januar 2020<br />
Februar* • Messespecial „e-world energy & water 2020“, <strong>11</strong>. bis 13. Februar 2020, Essen/Deutschland<br />
| <strong>VGB</strong>-Fachtagung „Dampferzeuger, Industrie- und Heizkraftwerke, BHKW 2020“, 17. bis 19. März 2020, Papenburg/Deutschland<br />
März* Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Windenergieanlagen: Betrieb & Instandhaltung | Cyber-Security in der Energiewirtschaft 20. Februar 2020<br />
| <strong>VGB</strong>-Konferenz „KELI – Konferenz zur Elektro-, Leit- und Informationstechnik 2020“, 12. bis 14. Mai 2020, Bremen/Deutschland<br />
April* Instandhaltung in Kraftwerken | Kraftwerksnebenprodukte | 18. März 2020<br />
Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Kraftwerkstechnik | Know-how- und Kompetenzsicherung<br />
| <strong>VGB</strong>-Fachtagung „Brennstofftechnik und Feuerungen 2020“, 26. und 27. Mai 2020, Hamburg/Deutschland<br />
Mai* Speichertechnologien (Power-to-Gas, Batterien, Pumpspeicher etc.) | Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken | 20. April 2020<br />
Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung<br />
| <strong>VGB</strong>-Fachtagung „Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb 2020“, 17. und 18. Juni 2020, Köln/Deutschland<br />
Juni* Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Big Data in der Stromerzeugung | 19. Mai 2020<br />
Regel- und Ausgleichsenergie | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung, Erzeugungsoptimierung, Vertikale Integration<br />
• Veranstaltungsspecial „Branchentag Windenergie NRW“, 24. und 25. Juni 2020, Köln/Deutschland<br />
Juli Industrie- und Heizkraftwerke, Blockheizkraftwerke | Gas- und Dieselmotoren | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen 16. Juni 2020<br />
und Wasserkraftwerke | Werkstoffe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung<br />
August Netze und Systemstabilität | Sektorkopplung und Stromerzeugung | Thermische Abfallverwertung | Wirbelschichtfeuerungen | 16. Juli 2020<br />
Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz | Umwelttechnik, Emissionsminderungstechnologien<br />
September* Spezialausgabe <strong>VGB</strong>-Kongress 2020 „100 Jahre <strong>VGB</strong>“, 9. und 10. September 2020, Essen/Deutschland 12. August 2020<br />
Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung: Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke,<br />
Biomasse, Geothermie | Digitalisierung in der Stromerzeugung<br />
• Veranstaltungsspecial „52. Kraftwerkstechnisches Kolloquium“, 6. und 7. Oktober 2020, Dresden/Deutschland<br />
Oktober* Elektro-, Leit- und Informationstechnik, Wartentechnik | IT-Sicherheit | Qualitätssicherung | Kraft-Wärme-Kopplung 17. September 2020<br />
| <strong>VGB</strong>-Konferenz „Chemie im Kraftwerk 2020“, 27. bis 29. Oktober 2020, Dresden/Deutschland<br />
• Messespecial „Enlit 2020“ (PowerGen Europe), 27. bis 29. Oktober 2020, Mailand/Italien<br />
November* Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | Brennstofftechnik und Feuerungen 15. Oktober 2020<br />
Stillstandsbetrieb und Konservierung | Rückbau in der konventionellen Kraftwerkstechnik | Digitalisierung in der Wasserkraft<br />
• Messespecial „RENEXPO ® INTERHYDRO 2020“, 26. und 27. November 2020, Salzburg/Österreich<br />
Dezember <strong>VGB</strong>-Kongress 2020 „100 Jahre <strong>VGB</strong>“, 9. und 10. September 2020, Essen/Deutschland: Berichte, Impressionen | 17. November 2020<br />
Forschung für Stromerzeugung & Speicherung<br />
Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 3 Monate vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. separate „Autorenhinweise“, www.vgb.org Menü: Publikationen).<br />
Redaktionsschluss für Pressemitteilungen/Nachrichten: 4 Wochen vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. „Hinweise zu Pressemitteilungen“, www.vgb.org Menü: Publikationen).<br />
Kontakt: <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH, Deilbachtal 173, 45257 Essen | Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Redaktion: Tel.: +49 201 8128-300 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: pt-presse@vgb.org<br />
Anzeigen und Vertrieb: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey<br />
Tel.: +49 201 8128-212 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: ads@vgb.org<br />
Im WWW: www.vgb.org/mediadaten.html<br />
Media-Informationen 2020<br />
Die Media-Informationen 2020<br />
der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> mit<br />
– Kurzcharakteristik<br />
der technischen Fachzeitschrift<br />
– Themenschwerpunkten 2020,<br />
– Anzeigenpreisen<br />
und<br />
– Kontaktdaten<br />
www.vgb.org ⇒ PUBLIKATIONEN<br />
The Media Information 2020<br />
of <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> are available.<br />
– Main characteristics<br />
of the technical journal<br />
– Main topics in 2020<br />
– Advertisement rate card<br />
and<br />
– Contact data<br />
www.vgb.org ⇒ Publications<br />
| Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung<br />
und Speicherung von Strom und Wärme<br />
| Sonderpublikationen zu <strong>VGB</strong>-Veranstaltungen<br />
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Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte<br />
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