VGB POWERTECH Issue 3 (2020)

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
3 2020
ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1
Focus
• Chemistry in
power generation
Hydrogen as energycarrier
of the future?
How can combustionrelated
problems
impact water/steam
quality?
Hot functional tests
– passivation of a
primary circuit
ORBEN TR. DIE FLOTTE FÜR DIE MOBILE KESSEL-
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recovered fuels
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Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org
ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

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VGB PowerTech 3 l 2020
Editorial
We at VGB and PTS remain a reliable partner!
Dear members
and customers,
In the wake of the Corona
pandemic, private and public
life has been largely paralysed
in Germany and almost all
parts of Europe and the world
in recent weeks. The economy
is also being increasingly affected.
Some companies in
the automotive industry have
temporarily stopped production.
Other industrial companies
in other sectors followed.
Due to the restrictions in public life, the crisis has also spread
deep into the service sector. Retailers, restaurants and hotels
have closed. As a result, energy consumption in Germany and
other European countries has decreased, in some cases significantly,
and prices on the wholesale markets for energy have
fallen significantly. Economic research institutes are now expecting
the economy to shrink significantly in 2020. Even if the
further progress of the pandemic can only be speculated on,
the consequences will be serious and lasting. In all likelihood,
the positive effects on pollutant and greenhouse gas emissions
will not be sustainable, even though the German target of reducing
greenhouse gas emissions by 40 % by 2020 compared
to 1990 suddenly seems within reach. It is important to take
into account that the energy industry is the only sector that
has not only achieved, but exceeded, its targets set for reducing
greenhouse gas emissions. And that the industry is working
hard and successfully to meet the expectations placed on it by
politicians and society in terms of a sustainable and in future
climate-neutral supply of electricity and heat.
The companies in the energy industry took appropriate measures
at an early stage to ensure that supply would be fully
maintained in the event of a pandemic. As a result, the Corona
virus has so far had no impact on the energy and water supply
in Germany and most European countries. The basis of many
pandemic plans in the companies of the electricity and heat
supply industry can be traced back to preparations that were
already elaborated in 2006 by the then VGB Committee “Occupational
Medicine, Environmental Medicine and Industrial
Health Management” in the light of the SARS and bird flu epidemics
of that time. These include, for example, the protection
level and barrier concept. This example once again clearly
shows the importance and the benefits of the joint work between
the operators of power plants and energy plants carried
out under the umbrella of the VGB.
In order to prevent the spread of the corona virus SARS-CoV-2
and to ensure the health and safety of our stakeholders, the
crisis management team at VGB and PTS has also activated the
pandemic plan and decided on extensive measures.
The advanced digitalisation at VGB and PTS enables us to work
largely in the home office. Committee meetings take place as
online conferences with an adapted agenda. We have implemented
the corresponding tools and have had positive experiences
throughout. All further work, e.g. on VGB-Standards
and research projects will be continued. The operation and
development of our databases will also continue. Our laboratory
sites are still manned and are always able to fully meet the
requirements placed on them. Due to time-shifted schedules
and individual home-office agreements, it is possible to continue
operation without any disturbances. We are reducing the
risk of infection for our employees on site through increased
hygiene measures and adapted rules of conduct. On-site assignments
will also continue to be carried out in urgent cases,
although travel to risk areas is excluded. All events up to the
end of May have been postponed and new dates communicated
promptly on the Internet. Please continue to register and
stay with us. The work on our technical journal and our publications
and advertisements also continues, our online shop is
available for our customers 24h/7d.
Our digitalisation activities within the VGB100 project, such
as the new Social Workspace, are progressing and will further
improve our possibilities. In this context, the Corona crisis may
also offer the chance to establish more efficient forms of communication
and cooperation in the long term.
At the moment we are very grateful that there has not been a
COVID19 case at VGB and PTS so far. We kindly ask for your
understanding for any inconvenience that might arise from
this situation, which is extraordinary for all of us. In case of
inquiries and queries regarding our services, please contact the
contact persons known to you or the specially named contacts
as usual by phone or e-mail.
We thank you for your trust and will continue to be there for
you. And please continue to remain with us, whether you are
a committee member, project partner, customer or interested
member or participant. Take care of yourself and your relatives
and stay healthy.
Sincerely yours
Dr. Oliver Then
Executive General Manager
VGB PowerTech, Essen, Germany
1

Editorial VGB PowerTech 3 l 2020
Wir bei VGB und PTS bleiben weiterhin ein verlässlicher Partner!
Liebe Mitglieder und Kunden,
in Folge der Corona-Pandemie
wurde in den vergangenen
Wochen in Deutschland und
nahezu allen Teilen Europas
und der Welt das private und
öffentliche Leben weitgehend
lahmgelegt. Auch die Wirtschaft
wird zunehmend in
Mitleidenschaft gezogen. Bei
einigen Unternehmen der Automobilindustrie
wurde die
Produktion temporär eingestellt.
Weitere Industriebetriebe
auch in anderen Branchen
folgten. Durch die Einschränkungen
im öffentlichen Leben hat die Krise auch tief in den
Dienstleistungssektor übergegriffen. Einzelhändler, Restaurants
und Hotels haben ihren Betrieb geschlossen. In der Folge
ist in Deutschland und anderen europäischen Ländern der Energieabsatz
zum Teil deutlich gesunken, und an den Großhandelsmärkten
für Energie sind die Preise deutlich zurückgegangen.
Die Wirtschaftsforschungsinstitute gehen in ihren Konjunkturprognosen
mittlerweile von einer deutlich schrumpfenden Wirtschaft
im Jahr 2020 aus. Auch wenn über den weiteren Fortgang
der Pandemie nur spekuliert werden kann, werden die Konsequenzen
gravierend und nachhaltig sein. Nicht nachhaltig werden
aller Wahrscheinlichkeit nach die positiven Auswirkungen
auf die Emission von Schadstoffen und Treibhausgasemissionen
sein, gleichwohl das deutsche Ziel einer Reduzierung der Treibhausgasemissionen
bis 2020 um 40 % gegenüber 1990 plötzlich
zum Greifen nahe erscheint. Dabei ist unbedingt zu berücksichtigen,
dass die Energiewirtschaft als einzige Branche die an sie
gestellten Ziele hinsichtlich der Verringerung der Treibhausgasemissionen
nicht nur erreicht, sondern übertroffen hat. Und
dass die Branche mit Hochdruck und mit Erfolg daran arbeitet,
die von Politik und Gesellschaft an sie gerichteten Erwartungen
einer nachhaltigen und in der Zukunft klimaneutralen Stromund
Wärmeversorgung zu erfüllen.
Die Unternehmen der Energiewirtschaft haben bereits frühzeitig
geeignete Maßnahmen ergriffen, um die Versorgung im
Pandemiefall in vollem Umfang aufrechtzuerhalten. Auf die
Energie- und Wasserversorgung in Deutschland und den meisten
europäischen Ländern hat das Corona-Virus deswegen bislang
keine Auswirkung. Die Grundlage vieler Pandemiepläne
in den Unternehmen der Strom- und Wärmeversorgung gehen
dabei auf Vorbereitung zurück, die bereits 2006 im Lichte der
seinerzeitigen SARS- und Vogelgrippe-Epidemien vom damaligen
VGB-Ausschuss „Arbeitsmedizin, Umweltmedizin und Betriebliches
Gesundheitsmanagement“ erarbeitet wurden. Dazu
zählen z.B. das Schutzstufen- und das Barrierekonzept. Dieses
Beispiel zeigt erneut eindringlich, welche Bedeutung und welchen
Nutzen die unter dem Dach des VGB betriebene Gemeinschaftsarbeit
zwischen den Betreibern von Kraftwerks- und
Energie anlagen auch heutzutage mit sich bringen kann.
Um die Verbreitung des Coronavirus SARS-CoV-2 zu unterbinden
und die Gesundheit und Sicherheit unserer Stakeholder zu
gewährleisten, hat auch der Krisenstab bei VGB und PTS den
Pandemieplan aktiviert und umfangreiche Maßnahmen beschlossen.
Die fortgeschrittene Digitalisierung bei VGB und PTS ermöglicht
uns das weitgehende Arbeiten im Home-Office. Gremiensitzungen
finden als Online-Konferenzen mit angepasster Agenda
statt. Die entsprechenden Tools haben wir implementiert
und durchweg positive Erfahrungen gemacht. Alle weiteren
Arbeiten, z.B. an VGB-Standards und Forschungsprojekten werden
fortgesetzt. Auch der Betrieb und die Entwicklung unserer
Datenbanken laufen weiter. Unsere Laborstandorte sind weiterhin
besetzt und stets in der Lage die an sie gestellten Anforderungen
vollumfänglich zu erfüllen. Durch zeitversetzte Einsatzpläne
und individuelle Home-Office Vereinbarungen gelingt es,
den Betrieb störungsfrei fortzuführen. Das Infektionsrisiko für
unsere Mitarbeitenden vor Ort reduzieren wir durch verstärkte
Hygienemaßnahmen und angepasste Verhaltensregeln. Auch
Einsätze vor Ort werden in dringenden Fällen weiterhin durchgeführt,
wobei jedoch Reisen in Risikogebiete ausgenommen
sind. Alle Veranstaltungen bis Ende Mai wurden verschoben
und neue Termine zeitnah im Internet kommuniziert. Bitte melden
Sie sich weiterhin an und bleiben Sie uns treu. Die Arbeit
an unserer Fachzeitschrift und unseren Publikationen und Anzeigen
geht ebenfalls weiter, unser Online-Shop ist 24h/7d für
unsere Kunden da.
Unsere Digitalisierungsaktivitäten im Rahmen des Projektes
VGB100, wie z.B. der neue Social Workspace, schreiten voran
und werden unsere Möglichkeiten weiter verbessern. In diesem
Zusammenhang bietet die Corona-Krise vielleicht auch die
Chance, nachhaltig effizientere Formen der Kommunikation
und Zusammenarbeit zu etablieren.
Im Augenblick sind wir sehr dankbar, dass es bei VGB und PTS
bisher keinen COVID19-Fall gegeben hat. Wir bitten um Ihr Verständnis
für etwaige Unannehmlichkeiten, die aus dieser für uns
alle außergewöhnlichen Situation entstehen sollten. Bei Anfragen
und Rückfragen zu unseren Leistungen wenden Sie sich bitte
wie gewohnt telefonisch oder per Mail an die Ihnen bekannten
Ansprechpartner oder die speziell benannten Kontakte.
Wir danken Ihnen für Ihr Vertrauen und bleiben weiter für Sie
da. Und bitte bleiben auch Sie uns weiterhin gewogen, als Gremienmitglieder,
Projektpartner, Kunden oder interessierte Mitglieder
und Teilnehmer. Achten Sie auf sich und Ihre Angehörigen
und bleiben Sie gesund.
Herzlichst Ihr
Dr. Oliver Then
Geschäftsführer
VGB PowerTech, Essen
2

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Contents VGB PowerTech 3 l 2020
ORBEN TR – Kesselspeisewasser auf Abruf
Die sofortige Verfügbarkeit großer Mengen von Kesselspeisewasser
ist bei der Inbetriebnahme von entscheidender Bedeutung, sei es
bei der Druckprobe oder als Spülwasser zwischen den Beizvorgängen.
Auch bei laufendem Betrieb des Kraftwerks kann der
temporäre Einsatz einer mobilen Wasseraufbereitung angezeigt
sein, zum Beispiel zur Besicherung bei einer Revision oder bei
ungeplanten Stillständen der stationären VE-Anlage.
In all diesen Fällen kommt es darauf an, dass Kesselspeisewasser
in der erforderlichen Menge und Qualität zuverlässig abrufbar ist.
Das ORBEN TR-Team und die ORBEN TR-Flotte sind exakt auf diese
Anforderungen ausgerichtet. Die vieljährige Erfahrung in der
Abwicklung solcher Einsätze sorgt aus Kundensicht für reibungslose,
sichere und vor allem auch wirtschaftlich kalkulierbare Abläufe.
Die modulare Ausstattung der TR-Flotte ermöglicht eine passgenaue
Mietanlagen- Lösung für jede Speisewasser-Konstellation: von einer
reinen Ionenaustauscher Mischbett-Anlage über die Kombination
aus Umkehrosmose und Mischbett bis hin zu einer Voraufbereitung
mit Ultrafiltration, Umkehrosmose, Membranentgasung zur
International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 3 l 2020
We at VGB and PTS remain a reliable partner!
Wir bei VGB und PTS bleiben weiterhin ein verlässlicher Partner!
Oliver Then 1
Abstracts/Kurzfassungen6
Members‘ News 8
Industry News 23
Power News 26
Events in brief 30
Personalien32
Hydrogen as energy-carrier of the future?
Wasserstoff als Energieträger der Zukunft?
Gerald Kinger 34
How can combustion-related problems impact water/steam quality?
Wie können verbrennungsbedingte Proble me die Wasser-/Dampfqualität
beeinträchtigen?
Monika Nielsen and Folmer Fogh 37
Hot Functional Tests – passivation of a primary circuit
of Mochovce nuclear power plant Unit 3
Heiße Funktionstests – Passivierung des Primärkreislaufs
im Kernkraftwerk Mochovce Block 3
Pavel Kůs, Martin Kronďák, Martin Skala, Alena Kobzová, Petr Brabec,
Patricie Halodová, Janka Mihóková, Štefan Tkáč and Anna Černá 41
Effect of moisture types on fuel flowability
Einfluss von Feuchtigkeit auf die Fließfähigkeit von Brennstoffen
Patrycja Slotte, Paweł Leśniewski, Kari Peltola, Marcin Klajny
and Vesna Barišić 46
Combustion of solid recovered fuels in a semi-industrial
circulating fluidized bed pilot plant – Implications of bed
material and combustion atmosphere on gaseous emissions
Verbrennung von festen zurückgewonnenen Brennstoffen in
einer halb-industriellen zirkulierenden Wirbelschicht-Pilotanlage –
Auswirkungen von Bettmaterial und Verbrennungsatmosphäre
auf gasförmige Emissionen
Martin Haaf, Andreas Müller, Antonio Unger, Jochen Ströhle
and Bernd Epple 51
Fluid structure interaction analysis of a surge-line
using coupled CFD-FEM
Analyse der Fluid-Struktur-Interaktion einer Verbindungsleitung
mittels gekoppelter CFD-FEM
Muhammad Abdus Samad, Xiang bin li and Hong lei Ai 57
The test plan according to § 4 II g) EU-VO (2017/2196) and
upstream EU-VO’s from an IT/cyber security perspective for utilities
Der Testplan gemäß § 4 II g) EU-VO (2017/2196) und vorgelagerte
EU-VO´s aus IT-/Cyber-Security-Sicht für Energieerzeuger
Stefan Loubichi 61
4

VGB PowerTech 3 l 2020
Contents
ORBEN_Anzeige_TR-120_133x182_ORBEN 01.10.15 15:36 Seite 1
Sauerstoffentfernung und nachgeschalteten Mischbetten. Auch die
zahlreichen Leistungsstufen von 10, 30, 60, 120 und 150 m 3 /h
sorgen für eine bestmögliche, wirtschaftliche Auslegung, individuell
abgestimmt auf die kraftwerksseitigen Voraussetzungen.
Allen Lösungen gemein ist die Möglichkeit des Vor-Ort-Harzwechsels.
Einmal platziert, werden die Leihanlagen bis zum Abschluss des
Einsatzes vor Ort nicht bewegt. Die erheblichen Logistikkosten für den
Trailer-Transport zur Regenerierstation und zurück entfallen. Werden die
Anlagen ohne das Orben-Bedienpersonal angemietet, unterstützt die
digitale Anlagenfernüberwachung den Anlagenführer vor Ort.
Besuchen Sie uns auf der „VGB-Chemiekonferenz“ in Dresden
am 28./29. Oktober 2020.
ORBEN TR. DIE FLOTTE FÜR DIE MOBILE KESSEL-
SPEISEWASSER-AUFBEREITUNG – EUROPAWEIT
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The future of nuclear: The role of nuclear in the upcoming
global energy transition
Die Zukunft der Kernenergie: Die Rolle der Kernenergie in der
bevorstehenden globalen Energiewende
Hans-Wilhelm Schiffer 68
100 Years VGB | The 1970ies: Supply of Energy for the World –
Challenge and Prospects
100 Jahre VGB | Die 1970er Jahre: Energieversorgung der Welt –
Herausforderung und Schicksal
K. Knizia 76
100 Years VGB | The 1970ies: Self-Administration of Industry –
Possibilities and Limitations in a Pluralistic Society
100 Jahre VGB | Die 1970er Jahre: Selbstverwaltung der Wirtschaft –
Möglichkeiten und Grenzen in einer pluralistischen Gesellschaft
N. Schoch 84
100 Years VGB | The 1970ies: Why are American Utilities
Participating in the EPR-Institution at Palo Alto, California?
100 Jahre VGB | Die 1970er Jahre: Warum beteiligen sich
amerikanische Energieversorgungsunternehmen an der
Institution EPRI in Palo Alto, Kalifornien?
J.E. Watson 89
Operating results 93
Inserentenverzeichnis94
Events 95
Imprint96
Preview VGB PowerTech 3|2020 96
Annual Index 2019: The Annual Index 2019, as also of previous
volumes, are available for free download at
https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html
Jahresinhaltsverzeichnis 2019: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2019
der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser
Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:
https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html
5

Abstracts VGB PowerTech 3 l 2020
Hydrogen as energy-carrier of the future?
Gerald Kinger
With “power-to-gas” technology, electricity
is stored in chemical molecules. The first step
in this technology is usually the electrolysis of
water to produce green hydrogen, which can be
used in different sectors, e.g. for green mobility,
as energy storage or directly in industrial
applications. Hydrogen plays an important role
in the Austrian energy and climate strategy. As
part of the “wind-to-hydrogen” research project,
the application of mobility and an admixture
of hydrogen to natural gas were tested in
a 100 kW pilot plant in Austria. The electricity
required for the electrolysis was provided by
wind turbines. Results were subjected to a technical,
ecological and economic evaluation. It
was shown that the hydrogen production costs
depend heavily on the hours of operation and
the legal framework. The “power-to-gas” technology
is not a cheap option to avoid CO2 emissions,
but it offers unique solutions, especially
for seasonal energy storage using the existing
natural gas storage infrastructure.
How can combustion-related problems
impact water/steam quality?
Monika Nielsen and Folmer Fogh
To optimise the district heat production, flue
gas condensation system was installed at three
power plants, including the two new biomassfired
boilers at Skærbæk Power Plant. By cooling
the flue gas below its dew point, its water
vapor content is condensed in the condensation
system. The condensation heat is released and
then enters the district heating system where
the condensate is collected in the scrubbing
condenser. When the flue gas condensate was
reused for the first time, problems arose in the
water steam circuit which originated in high
TOC values in the flue gas condensate. To find
out more about the TOC in the flue gas condensate,
an online TOC analyser was installed. A
connection between the combustion in the furnace
and the TOC levels in the flue gas condensate
was quickly noticed. A solution to the high
levels of TOC has been to solve the combustion
problems in the furnace at low and transient
load. During the overhaul in the summer 2019,
this was optimised, and the TOC levels are now
very low during stable and transient operation.
Hot Functional Tests – passivation of
a primary circuit of Mochovce nuclear
power plant Unit 3
Pavel Kůs, Martin Kronďák, Martin Skala,
Alena Kobzová, Petr Brabec, Patricie Halodová,
Janka Mihóková, Štefan Tkáč and Anna Černá
A methodology for creation and evaluation of
a protective passivation layer on the inner surfaces
of the primary circuit in a nuclear power
plant is described. First, a theory and technological
procedure of the formation of a protective
oxidic corrosion layer during hot functional
tests is described. These are illustrated in the
example of hot functional tests at the Unit 3 of
Mochovce nuclear power plant. The successful
passivation is confirmed through analysis of the
formed layer. The evaluation of the successful
passivation based on the characterization of the
corrosion layer is shown. Based on the proposed
chemical program, passivation was carried out
at Unit 3 of Mochovce nuclear power plant. The
resulting passivation layer was characterized by
using selected analytical methods. The analytical
techniques used were chosen to be complementary
to each other, which contributes to the
complexity of the sample evaluation. The conclusion
of the evaluation was that a high-quality
protective passivation layer, which corresponds
with the industrial practice, was developed during
hot functional tests.
Effect of moisture types on fuel flowability
Patrycja Slotte, Paweł Leśniewski, Kari Peltola,
Marcin Klajny and Vesna Barišić
Flowability is a key parameter affecting handling
and transportability of a fuel, and therefore
affecting the design of fuel storage and
feeding systems. Consequently, a proper function
of fuel handling systems greatly affects
availability and reliable operation of a power
plant. Each fuel type has its unique properties,
among which moisture, and especially surface
moisture, is recognized as a main parameter to
hinder the flowability and mixing in silos and
fuel conveyors. To address the above, different
definitions of moisture and moisture determination
methods were discussed. Preliminary
experimental results of the effect of moisture on
fuel flowability were shown. The experimental
tests were carried out for coals of different rank
and origin.
Combustion of solid recovered fuels in a
semi-industrial circulating fluidized bed
pilot plant – Implications of bed material
and combustion atmosphere on gaseous
emissions
Martin Haaf, Andreas Müller, Antonio Unger,
Jochen Ströhle and Bernd Epple
The application of fluidized bed (FB) systems
for the combustion of waste derived fuels, such
as solid recovered fuel (SRF), is a well-established
method. The moderate combustion temperatures
in FB boilers reduce the formation of
NOx while the gaseous emissions of sulfur and
chlorine species can be effectively limited by the
feed of additives directly into the bed. In contrast
to conventional solid fuels such as lignite
or hard coal, SRF contains increased quantities
of critical fuel constitutes such as chlorine,
heavy metals and alkaline metals. Moreover, the
composition and quality of the fuel is highly heterogeneous.
Thus, it is challenging to characterize
the combustion behavior and the formation
of gaseous emissions based on the elementary
fuel composition. Therefore, experimental investigations
are inevitable to assess the combustion
of SRF in novel applications. This paper
gives an overview of experimental investigations
on the combustion of SRF in a semi-industrial
circulating fluidized bed (CFB) pilot plant.
Two different types of SRF were burnt in oxygen
enriched air and oxyfuel atmosphere while using
silicate sand and limestone as bed material.
These environments are expected to prevail in
carbon capture and storage (CCS) processes
such as stand-alone CFB oxyfuel combustion, or
CFB oxyfuel combustion in the calciner of the
calcium looping (CaL) process for post-combustion
CO 2 capture.
Fluid structure interaction analysis of a
surge-line using coupled CFD-FEM
Muhammad Abdus Samad, Xiang bin li
and Hong lei Ai
The mixing with different-temperature water in
the pressurizer surge line may result in thermal
stratification, then the significant deformation
of the solid structure due to different thermal
expansion at different parts of the structure
perhaps occur, which will be a threat for the
plant safety. To better understand the coupling
mechanism, the corresponding characteristics
in a pressurizer surge line is analyzed using CFD
software. The fluid temperature distribution is
calculated first, then the corresponding thermal
and mechanical characteristics are analyzed. It
is found that a large steady state stress present
at the edges of the main pipe and the pressurizer,
the consequent deformation showed large
displacement at the center of the surge line.
The test plan according to § 4 II g)
EU-VO (2017/2196) and upstream
EU-VO’s from an IT/cyber security
perspective for utilities
Stefan Loubichi
Various binding EU regulations such as (EU)
2017/1485, (EU) 2016/631 and (EU) 2017/
2196 show the energy market that the European
Union is serious about the concrete harmonization
in terms of security for the energy sector.
The interesting thing is that the regulations address
both network operators and energy producers.
What is strange, however, is that some
players in energy market either do not (want to)
know these regulations or classify them as nonbinding.
At the last possible point in time (19th
of December in 2019), the four transmission
system operators agreed on a test plan for the
implementation of the requirements from the
EU Regulation (EU) 2017/2196. In this article,
we focus on the aspects of the test plan that are
relevant for IT / OT security:
The future of nuclear: The role of nuclear in
the upcoming global energy transition
Hans-Wilhelm Schiffer
The paper presents the main findings, which the
World Energy Council (the Council) presented
in a paper on The Future of Nuclear: Diverse
Harmonies in the Energy Transition with contributions
from the World Nuclear Association
and the Paul Scherrer Institute. In this report,
the future of nuclear is described through the
lens of the Council´s World Energy Scenarios
archetype framework – Modern Jazz, Unfinished
Symphony and Hard Rock – in three plausible,
alternative pathways for the future development
of the sector. This report also describes
implications for the role of nuclear energy in the
global energy transition. Nuclear energy could
take three different pathways within the upcoming
decades. In the main part of this paper
– following a brief section on the current role of
nuclear in the global energy supply – the characteristics
of the three scenarios including the
methodology underlying their quantification,
and the key findings of the identified future
pathways are explained. A comparison of the
global results of the EIA´s International Energy
Outlook 2019 (U.S. Energy Information Administration)
and the IEA´s World Energy Outlook
2019 (International Energy Agency) and a conclusion
are presented.
6

VGB PowerTech 3 l 2020
Kurzfassungen
Wasserstoff als Energieträger der Zukunft?
Gerald Kinger
Bei der „power-to-gas“ Technologie wird Strom
in chemischen Energieträgern gespeichert; der
erste Schritt dieser Technologie ist normalerweise
die Elektrolyse von Wasser zur Erzeugung von
grünem Wasserstoff. Dieser kann in verschiedenen
Sektoren eingesetzt werden, z.B. für grüne
Mobilität, als Energiespeicher oder direkt in
industriellen Anwendungen. In der österreichischen
Energie- und Klimastrategie nimmt Wasserstoff
eine wichtige Rolle ein. Im Rahmen des
Forschungsprojekts „wind-to-hydrogen“ wurden
in einer 100 kW Pilotanlage am österreichischen
Standort Auersthal die Anwendungsbereiche
Mobilität und Zumischung des Wasserstoffs zu
Erdgas praktisch erprobt. Der für die Elektrolyse
benötigte Strom wurde aus Windkraftanlagen
bereitgestellt. Die Ergebnisse wurden einer
technischen, ökologischen und ökonomischen
Bewertung unterzogen. Es zeigte sich, dass die
Wasserstoffgestehungskosten stark von den Einsatzstunden
und rechtlichen Rahmenbedingungen
abhängen. Die „power-to-gas“ Technologie
ist keine billige Option, um CO 2 -Emissionen zu
vermeiden, bietet aber auch einzigartige Lösungsansätze,
insbesondere bei der saisonalen
Energiespeicherung mit der vorhandenen Erdgasspeicherinfrastruktur.
Wie können verbrennungsbedingte Proble me
die Wasser-/Dampfqualität beeinträchtigen?
Monika Nielsen und Folmer Fogh
Zur Optimierung der Fernwärmeproduktion hat
Ørsted drei Kraftwerke mit Rauchgaskondensation
ausgestattet, darunter die beiden neuen
Biomassekessel (Blöcke 401 und 402) im Kraftwerk
Skærbæk. In der Rauchgaskondensation
wird der Wasserdampf durch Abkühlung unter
den Taupunkt im Rauchgas kondensiert. Die
Kondensationswärme wird freigesetzt und gelangt
in das Fernwärmesystem, wo das Kondensat
im Waschkondensator gesammelt wird. Bei
der erstmaligen Wiederverwendung des Rauchgaskondensats
traten im Wasserdampfkreislauf
Probleme auf, bedingt durch hohe TOC-Werte.
Um mehr über den TOC im Rauchgaskondensat
zu erfahren, wurde ein Online-TOC-Analysator
installiert. Ein Zusammenhang zwischen der
Verbrennung im Kessel und den TOC-Werten im
Rauchgaskondensat wurde schnell erkannt. Eine
Lösung für die Vermeidung hoher TOC-Werte
bestand darin, die Verbrennungsprobleme im
Ofen bei niedriger und vorübergehender Belastung
zu lösen. Während der Revision im Sommer
2019 wurde die Anlage optimiert und die
TOC-Werte sind jetzt bei stationärem und instationärem
Betrieb sehr niedrig.
Heiße Funktionstests – Passivierung des
Primärkreislaufs im Kernkraftwerk
Mochovce Block 3
Pavel Kůs, Martin Kronďák, Martin Skala,
Alena Kobzová, Petr Brabec, Patricie Halodová,
Janka Mihóková, Štefan Tkáč und Anna Černá
Vorgestellt wird eine Methode zur Bildung und
Qualitätssicherung einer schützenden Passivierungsschicht
auf den Innenflächen des Primärkreislaufs
in einem Kernkraftwerk. Dazu
werden eine Theorie und ein Verfahren zur
Bildung einer schützenden oxidischen Korrosionsschicht
bei den heißen Funktionstests der
Anlage beschrieben und am Beispiel der heißen
Funktionstests am Block 3 des Kernkraftwerks
Mochovce erläutert. Folgend wird die erfolgreiche
Passivierung durch die nachgewiesene
Analyse der gebildeten Schicht behandelt. Die
Bewertung der Passivierung auf Grundlage der
Charakterisierung der Passivierungsschicht
wird aufgezeigt. Auf der Grundlage des vorgeschlagenen
chemischen Programms wurde
die Passivierung in Block 3 des Kernkraftwerks
Mochovce durchgeführt. Die resultierende Passivierungsschicht
wurde mithilfe ausgewählter
analytischer Methoden charakterisiert. Die verwendeten
analytischen Techniken wurden so
gewählt, dass sie sich gegenseitig ergänzen. Das
Fazit der Auswertung war, dass bei den heißen
Funktionstests eine hochwertige, der industriellen
Praxis entsprechende Schutzpassivierungsschicht
ausgebildet wurde.
Einfluss von Feuchtigkeit auf die
Fließfähigkeit von Brennstoffen
Patrycja Slotte, Paweł Leśniewski, Kari Peltola,
Marcin Klajny und Vesna Barišić
Die Fließfähigkeit ist ein Schlüsselparameter,
der sich auf die Handhabung und Transportfähigkeit
eines Brennstoffs auswirkt und daher
die Konstruktion von Brennstofflager- und
-zuführungssystemen beeinflusst. Folglich hat
die ordnungsgemäße Funktion von Brennstoffhandhabungssystemen
einen großen Einfluss
auf die Verfügbarkeit und den zuverlässigen Betrieb
eines Kraftwerks. Jeder Brennstofftyp hat
seine einzigartigen Eigenschaften, unter denen
die Feuchtigkeit, insbesondere die Oberflächenfeuchtigkeit,
als ein Hauptparameter erkannt
wird, der die Fließfähigkeit und Vermischung
in Silos und Brennstoffförderern behindert. Um
Parameter für geeignete Randbedingungen festzulegen
wurden verschiedene Definitionen von
Feuchtigkeit und Feuchtigkeitsbestimmungsmethoden
diskutiert. Es wurden vorläufige experimentelle
Ergebnisse zum Einfluss der Feuchtigkeit
auf die Fließfähigkeit des Brennstoffs
gezeigt. Die experimentellen Tests wurden für
unterschiedliche Kohlen unterschiedlicher Herkunft
durchgeführt.
Verbrennung von festen zurückgewonnenen
Brennstoffen in einer halb-industriellen
zirkulierenden Wirbelschicht-Pilotanlage –
Auswirkungen von Bettmaterial und
Verbrennungsatmosphäre auf gasförmige
Emissionen
Martin Haaf, Andreas Müller, Antonio Unger,
Jochen Ströhle und Bernd Epple
Der Einsatz von wirbelschichtbasierten Feuerungssystemen
zur thermischen Nutzung von
Ersatzbrennstoffen (EBS) ist ein etabliertes
Verfahren. Durch moderate Verbrennungstemperaturen
wird die NO x -Entstehung gemindert,
und durch die Zugabe von Additiven können
die Emissionen von Schwefel- und Chlorspezies
bereits effektiv im Brennraum begrenzt werden.
Im Gegensatz zu konventionellen festen Brennstoffen
weißen EBS einen erhöhten Gehalt an
kritischen Bestandteilen auf. Darüber hinaus ist
die Zusammensetzung und Qualität des Brennstoffs
sehr heterogen. Es ist daher schwierig, das
Verbrennungsverhalten und die Bildung gasförmiger
Emissionen ausschließlich basierend auf
der elementaren Brennstoffzusammensetzung
vorherzusagen. Aus diesem Grund sind experimentelle
Untersuchungen unumgänglich, um
das Verbrennungsverhalten von EBS in neuartigen
Anwendungen beurteilen zu können. Der
vorliegende Artikel gibt einen Überblick über
experimentelle Untersuchungen zur Verbrennung
von EBS in einer semi-industriellen Wirbelschicht-Pilotanlage
im Maßstab von 1 MW th .
Schwerpunkt der Untersuchungen lag auf der
Anwendung von EBS im Rahmen von CO 2 -Abscheideverfahren.
Analyse der Fluid-Struktur-Interaktion
einer Verbindungsleitung mittels
gekoppelter CFD-FEM
Muhammad Abdus Samad, Xiang bin li
und Hong lei Ai
Die Vermischung mit Wasser unterschiedlicher
Temperatur in der Druckstoßleitung des Druckbehälters
kann zu einer thermischen Schichtung
führen, dann kann es zu einer erheblichen Verformung
der festen Struktur aufgrund unterschiedlicher
thermischer Ausdehnung an verschiedenen
Teilen der Struktur kommen, was
eine Bedrohung für die Sicherheit der Anlage
darstellt. Um den Kopplungsmechanismus besser
zu verstehen, werden die entsprechenden
Eigenschaften in einer Druckstoßleitung mit
Hilfe von CFD-Software analysiert. Zuerst wird
die Fluidtemperaturverteilung berechnet, dann
werden die entsprechenden thermischen und
mechanischen Eigenschaften analysiert. Es wird
festgestellt, dass eine große stationäre Spannung
an den Rändern des Hauptrohrs.
Der Testplan gemäß § 4 II g)
EU-VO (2017/2196) und vorgelagerte
EU-VO´s aus IT-/Cyber-Security-Sicht
für Energieerzeuger
Stefan Loubichi
Verschiedene verbindliche EU-Verordnungen
wie (EU) 2017/1485, (EU) 2016/631 und (EU)
2017/2196 zeigen dem Energiemarkt, dass es
die Europäische Union mit der konkreten Harmonisierung
im Sinne der Sicherheit für den
Energiesektor ernst meint. Interessant ist, dass
sich die Regelungen sowohl an Netzbetreiber als
auch an Energieerzeuger richten. Merkwürdig
ist jedoch, dass einige Akteure auf dem Energiemarkt
diese Regelungen entweder nicht kennen
(wollen) oder sie als unverbindlich einstufen.
Zum letztmöglichen Zeitpunkt (19. Dezember
2019) einigten sich die vier Übertragungsnetzbetreiber
auf einen Testplan für die Umsetzung
der Anforderungen aus der EU-Verordnung (EU)
2017/2196. In diesem Artikel konzentrieren wir
uns auf die Aspekte des Testplans, die für die IT-/
OT-Sicherheit relevant sind.
Die Zukunft der Kernenergie:
Die Rolle der Kernenergie in der
bevorstehenden globalen Energiewende
Hans-Wilhelm Schiffer
Der Beitrag stellt die wichtigsten Ergebnisse
vor, die der Weltenergierat in einer Veröffentlichung
mit dem Titel „The Future of Nuclear:
Diverse Harmonies in the Energy Transition“
mit Beiträgen der World Nuclear Association
und des Paul Scherrer Instituts vorgestellt hat.
In diesem Bericht wird die Zukunft der Kernenergie
aus Sicht der verschiedenen Szenarien
des Weltenergierates – Modern Jazz, Unfinished
Symphony und Hard Rock – in drei plausiblen,
jeweils alternativen Pfaden beschrieben. Der
Bericht erläutert zudem die Auswirkungen des
globalen Wandels in der Energieversorgung auf
die Rolle der Kernenergie. Die Entwicklung der
Kernenergie könnte in den kommenden Jahrzehnten
drei verschiedene Wege einschlagen.
Im Hauptteil – nach einem kurzen Abschnitt zur
derzeitige Rolle der Kernenergie in der globalen
Energieversorgung – werden die Merkmale
der drei Szenarien einschließlich der Methodik,
die ihrer Quantifizierung zugrunde liegt, und
die wichtigsten Ergebnisse der identifizierten
künftigen Pfade erläutert. Des Weiteren werden
die Ergebnisse mit dem International Energy
Outlook 2019 der EIA (U.S. Energy Information
Administration) und dem World Energy Outlook
2019 der IEA (Internationale Energieagentur,
verglichen.
7

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Members´ News VGB PowerTech 3 l 2020
Members´
News
Axpo baut Solaranlagen für
Pariser Flughäfen
(axpo) Bis 2021 erstellt die Axpo Tochtergesellschaft
Urbasolar in Frankreich drei
Solaranlagen, um Solarstrom für die Pariser
Flughäfen zu produzieren. Die Anlagen
werden rund 10 % des Strombedarfs der
Flughäfen Charles-de-Gaulle, Orly und Le
Bourget abdecken.
Die drei Anlagen entstehen in den französischen
Departementen Gard, Var und
Charente. Urbasolar wird auf einer Fläche
von 40 Hektar Photovoltaikmodule mit einer
Leistung von insgesamt 40 MW installieren.
Die Anlagen werden jährlich rund
47 GWh Strom produzieren. Das entspricht
etwa 10 % des gesamten Strombedarfs der
Pariser Flughäfen Charles-de-Gaulle, Orly
und Le Bourget – oder rund der Hälfte des
Strombedarfs für die Beleuchtung der
Flughäfen.
Käuferin des Solarstroms ist die ADP
Gruppe (Aéroports de Paris). Sie wird den
Strom aus den drei Anlagen während 21
Jahren abnehmen. Die ADP Gruppe strebt
an, ihren Strom spätestens ab 2030 vollständig
aus erneuerbaren Quellen zu beziehen.
„Immer häufiger setzen sich Unternehmen
konkrete Ziele bezügliche Nachhaltigkeit
und setzen dafür auf erneuerbare
Energien“, sagt Christoph Sutter, Leiter
Neue Energien bei Axpo. „Mit Urbasolar ist
Axpo im Bereich der langfristigen Lieferverträge
(Corporate PPA) optimal positioniert.“
(201101838)
LL
www.axpo.com
Baustart für das Wasserkraftwerk Hondrich, Illustration (BKW)
BKW: Baustart für das
Wasserkraftwerk Hondrich
• Erneuerbarer Strom für 7.700 Haushalte
(bkw) Die Kraftwerksgesellschaft Hondrich
AG kann anfangs April 2020 mit dem
Bau des Wasserkraftwerks Hondrich beginnen.
Sie hat den rechtskräftigen Gesamtbauentscheid
für das Wasserkraftwerk
an der Kander erhalten. Die Wassernutzungskonzession
hatte der Berner Regierungsrat
bereits im März 2019 erteilt.
Zwölf Jahre sind seit den ersten Studien,
Vorprojekten und Konkurrenzprojekten
zum Kraftwerk Hondrich vergangen. Nun
kann das Wasserkraftpotential der Kander
zwischen Rossweid/Emdthal und der bestehenden
Wasserfassung des Kraftwerks
Spiez genutzt werden. Das Kraftwerk wird
eine installierte Leistung von 7,4 MW haben.
Die erwartete jährliche Energieproduktion
von 35.1 GWh reicht für die Versorgung
von rund 7.700 Haushalten. Gesamthaft
investiert die Kraftwerksgesellschaft
Hondrich AG über 60 Mio. Franken.
Das Kraftwerk wird voraussichtlich im Juli
2023 in Betrieb genommen. Zusammen
mit Energie Thun ist die BKW für die Projektentwicklung,
den Bau und den Betrieb
zuständig.
Restwasser, Ersatzmassnahmen
und Fischwanderung
Den Bewilligungen ist ein Verfahren zur
Umweltverträglichkeitsprüfung vorausgegangen.
Zentrale umweltrechtliche Bestandteile
des Projektes bildeten dabei das
Restwasserregime, die Ersatzmaßnahmen
und die Maßnahmen für die freie Fischwanderung.
Zusammen mit den kantonalen
Umweltfachstellen haben die Kraftwerk
Hondrich AG Maßnahmen festgelegt,
die den betroffenen Gewässerabschnitt der
Kander insgesamt ökologisch aufwerten.
So wurde ein saisonal abgestuftes Restwasserregime
festgelegt, das die Wander- und
Reproduktionszeiten der auf- und absteigenden
Fische berücksichtigt. Mit dem Fischpass
und den diversen Abstiegsmöglichkeiten
beim Wehr wird das Kraftwerk
zudem fischgängig.
Aufweitung des Flusses
Mit dem Bau des Kraftwerks Hondrich
wird die Kander gleichzeitig auf einer Gewässerstrecke
von rund 450 Metern verbreitert.
Dies auf der maximal zur Verfügung
stehenden Breite bis zur BLS-Bahnstrecke.
Durch die Verbreiterung können
neue Lebensräume für Wasserlebewesen
entstehen, die heute im betroffenen Gewässerabschnitt
nur spärlich vorkommen.
Um auch bei maximaler Aufweitung die
Sicherheit der BLS-Bahnstrecke zu gewährleisten,
werden Uferschutzmaßnahmen
realisiert, die auch einem 300-jährlich
wiederkehrenden Hochwasser standhalten.
(201101839)
LL
www.bkw.ch
The EDF Group moves into Ireland
by acquiring 50 % of the
Codling offshore wind project
(edf) The EDF Group has acquired a 50 %
interest in the Codling offshore wind farm
project in Ireland from Hazel Shore. Its
subsidiary EDF Renewables, dedicated to
wind and solar energy across the globe,
will now partner with Fred Olsen Renewables
Ltd, which already owns 50 % to develop
and build the project.
The Codling project is located south of
Dublin, 13 km off the coast of County
Wicklow, thus benefiting from the favourable
conditions for offshore wind off the
east coast of Ireland. The initial development
work started in 2003. Codling is
spread across two sites, one of which,Codling
1, is consented. As an indication, the
capacity of the project should be around
1 GW of installed capacity.
This acquisition comes after the Irish
Government set out the country‘s clear
commitment to reduce carbon emissions.
In fact, in July 2019, it adopted a Climate
Action Plan which specifies, among other
things, to grow renewables in order to provide
70 % of electricity generation by 2030.
And offshore wind is expected to deliver at
least 3.5 GW in support of reaching this target.
Over the next couple of years, project
development will continue with the intention
that Codling will make a significant
contribution to achieving the Irish Climate
Action Plan targets.
The EDF Group, is a major offshore wind
global player. Its subsidiary EDF Renewables
has a portfolio of offshore wind projects
that exceeds 6 GW under operations,
under construction and in development in
the United Kingdom, in France, in Belgium,
in Germany, in China and in the United
States. Bruno Bensasson, EDF Group Senior
Executive Vice-President Renewable
8

VGB PowerTech 3 l 2020
Members´News
Energies and Chief Executive Officer of
EDF Renewables said, “We are very pleased
to join the Codling offshore wind project in
partnership with Fred Olsen Renewables.
We are committed to contributing to the
Irish government‘s renewables goals. This
important project clearly strengthens our
strong ambition to be a leading global player
in the offshore wind industry. This is
consistent with the CAP 2030 strategy that
aims to double EDF‘s renewable energy
generation by 2030 and increase it to
50 GW net”. (201101846)
LL
www.edf.com
EnBW will Erzeugung im Fridinger
Kraftwerk verdoppeln
(enbw) Das Fridinger Wasserkraftwerk soll
langfristig erhalten und deutlich aufgewertet
werden. Mithilfe neuer Turbinen und
Generatoren will die EnBW damit ab 2021
doppelt so viel Strom wie bisher umweltfreundlich
gewinnen. Am 18. März lädt das
Energieunternehmen zu einer detaillierten
Bürgerinfo ein. Dieser Tage begannen die
Vorbereitungen für die umfassende Modernisierung.
Ende Februar ging es nach den Plänen
von Projektleiter Dominik Rauscher „richtig
los“: Nachdem Türen und Tore am
Kraftwerksgebäude für einen Austausch
der Maschinen viel zu klein sind, lässt die
EnBW von einer Spezialfirma zunächst einen
Teil des Dachs entfernen. Über die Öffnung
werden später zunächst die Krananlage
für die gebäudeinterne Logistik und
später vor allem die Turbinen und Generatoren
Zug um Zug ausgetauscht. Zum
Schutz vor Regen und Schnee ist eine provisorische
Sicherung vorgesehen. Damit
bliebe das den Fridingern wohl vertraute,
äußere Erscheinungsbild des Kraftwerks
erhalten.
Anfang März erfolgte dann die Absenkung
des Wasserspiegels im Staubecken,
um die erforderlichen Arbeiten im Außenbereich
durchzuführen. Zu denen gehört
vor allem die Errichtung des neuen Wehrs
etwa 50 Meter flussaufwärts, das von je einem
Ab- und Aufstieg für Fische flankiert
wird. Dafür müssen an einem der beiden
Ufer drei Baumgruppen weichen. Die Arbeiten
sind vor Beginn der Vegetationsperiode
Anfang März abzuschließen und wurden
deshalb schon dieser Tage begonnen.
Dem Schutz der Tierwelt in der Donau
dient eine weitere wichtige Auflage: Der
Mindestabfluss ist zu verfünffachen und
liegt statt bei bisher 400 zukünftig bei 2100
Litern pro Sekunde.
Das gewohnte Erscheinungsbild des
Kraftwerks bleibt auch nach dem Umbau
erhalten.
Sechs Millionen Kilowattstunden CO 2 -frei
Trotz dieser Einschränkung erwartet die
EnBW mithilfe der modernen Technik zukünftig
den doppelten Ertrag von bis zu
sechs Millionen Kilowattstunden klimafreundlich
erzeugten Stroms.
Der Genehmigungsantrag umfasst auch
die wasserrechtliche Bewilligung über einen
Zeitraum von 60 Jahren sowie die Belange
des Naturschutzes. Dominik Rauscher
erwartet den Eingang des Bescheids
bis Ende Februar. Für die vorbereitenden
Maßnahmen hatte es von Seiten des Regierungspräsidiums
Freiburg bereits „Grünes
Licht“ gegeben. „Wenn alles glatt läuft“
könnte die modernisierte Anlage sogar
schon zum Jahresende 2020 im Probebetrieb
die erste Kilowattstunde ins Netz einspeisen.
(201101851)
LL
www.enbw.com
E.ON baut Tiefenwärmekraftwerke
in Schweden
• 160 Grad heiße Erdwärme
aus 5 bis 7 km Tiefe
• Pilotprojekt Malmö speist Energie direkt
ins Fernwärmenetz
(eon) E.ON setzt beim Klimaschutz auf
Erdwärme. Im schwedischen Malmö plant
das Unternehmen den Bau eines geothermischen
Tiefenwärmekraftwerks. Die Bohrungen
sollen fünf bis sieben Kilometer tief
in das Erdreich getrieben werden. Die dort
erwarteten Temperaturen von maximal
160 Grad reichen aus, um die Hitze direkt
in das Fernwärmenetz von Malmö einspeisen
zu können. Das Pilotprojekt zählt zu
Europas ersten geothermischen Kraftwerken
im großtechnischen Maßstab, die Erdwärme
aus Tiefen von mehreren Kilometern
fördern.
Mit Testbohrungen untersucht E.ON derzeit
die geologischen Voraussetzungen.
Läuft alles nach Plan, wird die Anlage ab
2022 erneuerbare und ressourcenschonende
Wärme an die Fernwärmekunden liefern.
Insgesamt will E.ON bis zum Jahr
2028 fünf Geothermiekraftwerke mit einer
installierten Leistung von jeweils 50 MWth
in Malmö bauen. Die Wärme wird Biokraftstoffe
und Biogas zur Wärmeerzeugung
ersetzen.
In das Pilotprojekt investiert E.ON
5,4 Mio. Euro. Das schwedische Energieministerium
unterstützt den Bau mit 1,2 Mio.
Euro. Als Partner arbeitet E.ON bei den
Bohrungen mit dem Energieunternehmen
ST1 zusammen. ST1 unternahm die weltweit
erste Bohrung für ein Tiefenwärmekraftwerk
mit ähnlichen Bedingungen wie
in Malmö im finnischen Espoo. Die Anlage
geht voraussichtlich in diesem Jahr in Betrieb.
Weitere E.ON-Partner in Malmö sind
die Schwedische Energieagentur, der
Schwedische Geologische Dienst, die Stadt
Malmö sowie die Universität Uppsala.
„E.ON verfolgt das Ziel, die schwedischen
Kunden zu 100 Prozent mit erneuerbarer
und recycelter Energie zu versorgen. Mit
Tiefengeothermie erschließen wir eine
neue Energiequelle, die eine erneuerbare
Produktion langfristig sicherstellen kann.
Tiefengeothermie ist ressourcenschonend,
emissions- und lärmfrei sowie raumsparend
und damit eine der besten Lösungen
für städtische Energiesysteme der Zukunft“,
sagt Marc Hoffmann, CEO von
E.ON Schweden.
Malmö will bis zum Jahr 2030 klimaneutral
sein. E.ON ist Energiepartnerin der
Stadt und unterstützt den Wandel zu einer
Smart City mit der Erzeugung erneuerbarer
Energie, der intelligenten energetischen
Vernetzung von Gebäuden, einer
Infrastruktur für Elektromobilität sowie
der Digitalisierung der gesamten Energieinfrastruktur.
Die Klimaambitionen der
Stadt Malmö haben internationalen
Leuchtturmcharakter. (201101858)
LL
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9

Members´News VGB PowerTech 3 l 2020
Enervie: Verbesserte
Marktsituation: Einsatzzeit des
Mark-E Gas- und
Dampfturbinenkraftwerk Herdecke
in 2019 mehr als verdoppelt
• Wichtiger Baustein der Energiewende:
GuD-Anlage mit über 2.700
Betriebsstunden in 2019
• Ziele: Einsatzdauer weiter steigern,
Personalaufbau für Voll-Betrieb
• Klimabilanz: 600-Megawatt-
Kraftwerkspark der Mark-E
immer „grüner“
(enervie) Erfolgreiche Bilanz – die Gasund
Dampfturbinen (GuD-)anlage in Herdecke
von Mark-E und ihrem Projektpartner
Statkraft konnte im Jahr 2019 seine
Betriebsdauer im Vergleich zu den beiden
Vorjahren mehr als verdoppeln: Die Anlage
lief insgesamt über 2.700 Stunden nach zuvor
jeweils 1.300 Stunden in den Jahren
2017 und 2018. Hauptgrund hierfür ist
eine verbesserte Marktsituation, unter anderem
hervorgerufen durch die schrittweise
Abschaltung von Kernkraftwerken, einem
deutlich höheren CO 2 -Preis, niedrigeren
Gaspreisen und dem starken Rückgang
der Kohleverstromung. Der derzeit in der
Abstimmung befindliche Entwurf zum
„Kohleausstiegsgesetz“ auf Basis der Empfehlungen
der „Kohlekommission“ lässt für
die nächsten Jahre sogar einen noch positiveren
Ausblick zu. Dieses Fazit zieht der
Anlagenbetreiber Mark-E.
„Nicht nur die jüngsten Marktentwicklungen,
sondern auch der durch die Bundesregierung
festgelegte Ausstiegspfad für
Braun- und Steinkohlekraftwerke bis spätestens
2038 stärkt die Rolle der Stromversorgung
durch GuD-Anlagen. Daher war
die getroffene Entscheidung, die GuD-Anlage
in Herdecke weiter zu betreiben, absolut
richtig“, bilanziert ENERVIE Vorstandssprecher
Erik Höhne.
Auf Grund der schwierigen Marktsituation
war das Betriebskonzept in den vergangenen
Jahren angepasst und die Anlage in
einen Reservebetrieb überführt worden.
Ziel ist, bis zum Frühjahr 2020 die Anlage
flexibel sowohl für Spitzenlastzwecke, aber
auch im Regelbetrieb wieder rund um die
Uhr zur Verfügung zu stellen. „Hierfür wird
derzeit die Belegschaft am Standort Herdecke
entsprechend aufgestockt und neue
Mitarbeiter eingestellt“, kündigt Erik Höhne
an. Mark-E sucht hierfür noch qualifizierte
Fachkräfte für das Berufsbild des
Kraftwerkers. Interessenten können sich
unter anderem auf der Internetseite der
Unternehmensgruppe unter Home/Karriere/stellenboerse.aspx
erkundigen.
Mark-E, ein Unternehmen der ENERVIE
Gruppe, hat in den letzten Jahren seinen
Erzeugungs-Mix deutlich verändert: Der
Anteil der fossilen Energieträger hat u.a.
durch die Stilllegung der beiden Steinkohle-Blöcke
im Kraftwerk Werdohl-Elverlingsen
deutlich abgenommen, der Anteil
der erneuerbaren Energien nimmt dafür
stetig zu. Derzeit verfügt Mark-E über ein
Kraftwerksportfolio von rund 600 Megawatt
(MW) Leistung: Neben der GuD Anlage
Herdecke (417 MW) betreibt das Unternehmen
das kürzlich zusammen mit dem
Partner STAWAG modernisierte und erweiterte
Pumpspeicherwerk Finnentrop-Rönkhausen
(140 MW), eine Biomasseverstromungsanlage
(20 MW) in Hagen-Kabel,
die Klärschlammverbrennungsanlage in
Werdohl-Elverlingsen (4 MW) zusammen
mit dem Ruhrverband, drei Laufwasserkraftwerke
(5 MW), eine Windkraftanlage
in Lüdenscheid (3 MW) sowie diverse Photovoltaikanlagen
(ca. 1 MW).
Auch der Weiterbetrieb der GuD-Anlage
Herdecke als „sauberste“ konventionelle
Energieerzeugung im Vergleich zu Steinkohle-
und Braunkohlekraftwerken verbessert
die Erzeugungs- und damit Klimabilanz
deutlich. Ein weiterer wichtiger Aspekt:
GuD-Anlagen können vergleichsweise
schnell zum Einsatz gebracht werden. Damit
sind sie ein wesentlicher Faktor zur
Stabilisierung des Stromnetzes, die aufgrund
der volatilen Einspeisung von immer
mehr Erneuerbaren Energien zunehmend
schwieriger wird. Damit sind GuD-Anlagen
ein wichtiger Baustein zur erfolgreichen
Umsetzung der Energiewende.
Das Cuno-Kraftwerk Herdecke
Seit 1908 wird am ältesten Kraftwerksstandort
der Mark-E in Herdecke Strom
erzeugt. Ab 2005 errichtete Mark-E zusammen
mit dem norwegischen Energieunternehmen
Statkraft eine umweltfreundliche
Gas- und Dampfturbinen (GuD)-Anlage
am Standort. Das Kraftwerk ging im Herbst
2007 in Betrieb und zählt mit einem Wirkungsgrad
von rund 59 Prozent immer
noch zu den weltweit effizientesten Anlagen
seiner Art. Für die Stromerzeugung
nutzt es ein besonderes effektives Verfahren:
In einem kombinierten Prozess wird in
einer 270-MW Gasturbine mit einem nachgeschalteten
Abhitzekessel sowie einer
147-MW Dampfturbine die Energie in Elektrizität
umgewandelt. Im Vergleich zu einem
modernen Kohlekraftwerk erspart die
GuD-Anlage der Umwelt bei der Stromerzeugung
damit jährlich rund eine Million
Tonnen Kohlendioxid. (201101859)
LL
www.enervie-gruppe.de
Enervie: Verbesserte Marktsituation: Einsatzzeit des Mark-E Gas- und Dampfturbinenkraftwerk
Herdecke in 2019 mehr als verdoppelt
10

VGB PowerTech 3 l 2020
Members´News
EVN: Sonnenstrom für das
Landesklinikum Melk
• Die neue Photovoltaik-Anlage wird
jährlich über 60.000 kWh Sonnenstrom
erzeugen, der zu 100 % im
Landesklinikum verbraucht wird
(evn) Auf dem Dach des Landesklinikums
Melk errichtete EVN eine große Photovoltaik-Anlage.
Künftig produzieren 190
Paneele mit einer Gesamtleistung von 58,9
kWp umweltfreundlichen Sonnenstrom.
Die neue Photovoltaik-Anlage wird jährlich
über 60.000 kWh Sonnenstrom erzeugen,
der zu 100 % im Landesklinikum verbraucht
wird.
„Mit dieser Investition minimiert das Landesklinikum
seinen ökologischen Fußabdruck“,
freut sich dessen kaufmännischer
Direktor Peter Hruschka.
Die strategische Partnerschaft zwischen
der NÖ Landeskliniken-Holding und der
EVN im Bereich Photovoltaik hat bereits
vor Jahren im LK Waidhofen begonnen.
Mittlerweile betreibt die EVN bereits an
sechs Krankenhäusern Photovoltaik-Anlagen
von insgesamt 700 kWp installierter
Leistung. „Im Rahmen der NÖ Krankenhaus-Neubauoffensive
wird versucht, die
Partnerschaft weiter zu vertiefen“, so EVN
Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz.
LH-Stellvertreter Stephan Pernkopf: „Wir
produzieren in Niederösterreich bereits
100 Prozent Strom aus erneuerbaren Energien.
Die Nutzung der Sonnenenergie hat
hier einen nicht unwesentlichen Anteil. Bei
den Landeskliniken haben wir uns einen
Schwerpunkt im Photovoltaik-Bereich gesetzt.“
evn naturkraft
Die evn naturkraft – eine 100%ige
Ökostromtochter des niederösterreichischen
Energie- und Umweltdienstleistungsunternehmens
EVN – ist einer der
größten und erfahrensten Ökoenergieproduzenten
Österreichs. Als solcher beschäftigt
sich das Unternehmen seit vielen Jahren
ausschließlich mit der Produktion von
Strom aus den erneuerbaren Energieträgern
Wasser, Wind und Sonne. Im Jahr
1995 gegründet, erzeugt das Unternehmen
heute Strom aus erneuerbaren Energien
für umgerechnet rund 500.000 Haushalte.
(201101902)
LL
www.evn.at
Helen speeds up coal substitution
(helen) As a step towards a carbon-neutral
future, Helen is building a bioenergy heating
plant in Vuosaari, which will utilise
unique energy efficiency and reuse the
waste heat from flue gases in an unprecedented
way. Bringing the commissioning
of the bioenergy plant forward by a year
permits partial discontinuation of coal use
even sooner than expected. The investment
is estimated to have no impact on the
price of district heating.
Helen‘s target is carbon neutrality by
2035, with coal being phased out even
sooner. The Hanasaari power plant will
close by the end of 2024, and its heat production
will be replaced with heat recycling
with heat pumps, energy storage, and
the bioenergy heating plant to be built in
Vuosaari, on which the investment decision
has now been made. The bioenergy
plant will be necessary to secure Helsinki‘s
heat requirement also in the cold winter
months. At Salmisaari, coal will be replaced
by 2029.
Construction of the Vuosaari bioenergy
heating plant will start this spring with the
earth works, the actual building work getting
under way in the autumn 2020. The
aim is to have the heating plant in production
use for the heating season 2022–2023,
about a year sooner than anticipated.
“Bringing forward the commissioning of
the bioenergy heating plant permits the deployment
of the Hanasaari cogeneration
plant for reserve use before the planned
closure, as early as during 2023. Replacement
of the Hanasaari heat production will
still require biofuels, in order to secure
availability of heat also in the cold winter
season. We are seeking other solutions for
Salmisaari,” says Pekka Manninen, CEO at
Helen.
Helen continues to invest in large-scale
energy recycling using heat pumps, as well
as planning projects on heat storage. Other
areas under investigation include utilising
geothermal heat and, in slightly longer
term, ideas like modular small-scale nuclear
reactors. At Salmisaari, the primary target
is to substitute coal with solutions that
are not based on combustion.
Waste heat recovery twice over
The new bioenergy heating plant will be
built for maximum flexibility, with a view
to solutions of the future. The design and
capacity of the plant takes account in a
number of ways of options like using different
fuel fractions. The further development
of the Vuosaari energy production area is
also taken into account in the heat distribution
connections.
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Members´News VGB PowerTech 3 l 2020
VGB-FACHTAGUNG | VGB CONFERENCE
DAMPFTURBINEN UND DAMPFTURBINENBETRIEB 2020
mit Fachausstellung
STEAM TURBINES AND
OPERATION OF STEAM TURBINES 2020
with technical exhibition
(16.) 17. UND 18. JUNI 2020 / (16) 17 AND 18 JUNE 2020 | KÖLN/COLOGNE | GERMANY
VENUE
Maritim Hotel Köln/Cologne, Germany
Die im Zweijahresrhythmus stattfindende Veranstaltung richtet
sich an Hersteller, Planer, Betreiber, Versicherer und alle an der
Technik und deren Umfeld interessierte Fachleute, Forscher und
Verantwortungsträger.
Die Unterstützung des Erfahrungsaustauschs ist ein wichtiger Aspekt
dieser Fachtagung, um den Dampfturbinenbetrieb auch in
Zukunft mit einer hohen Verfügbarkeit und guten Wirkungsgraden
zu gewährleisten.
Sich ändernde politische Weichenstellungen und nicht zuletzt
damit verbundene Umgestaltungen des Marktes bedingen entsprechende
Anpassungen auf der Hersteller- und Betreiberseite
sowie im gesamten Servicebereich.
Personen wechseln, junge Kollegen kommen hinzu. Hier kann
der Erfahrungsaustausch seinen Beitrag leisten, um die vor uns
stehenden Aufgaben zu meistern.
Wie auch in den früheren Jahren präsentieren sich unsere Aussteller
in einer begleitenden Fachausstellung. Sowohl bei Standgesprächen
als auch im Rahmenprogramm haben alle Teilnehmer
die Möglichkeit, mit den anwesenden Kolleginnen und Kollegen
regen Gedankenaustausch und geschäftliche Kontakte zu pflegen
und zu vertiefen.
This biennial event is addressed to all manufacturers, planners,
operators, insurers, researchers, authorities and experts, interested
in technology and its environment.
The aim of the conference is to ensure the steam turbine operation
on a high availability and effectiveness also in the future.
A changing political context and, not least, the associated
changes in the market require corresponding adjustments on the
manufacturer and operator side as well as in the entire service
area.
People change, young colleagues join in. Against this background,
the exchange of experience can make its contribution to
mastering the tasks facing us.
As in previous years, our exhibitors present themselves at an accompanying
technical exhibition. In both the discussions and the
supporting program, all participants will have the opportunity for
intense exchange of ideas and to maintain and improve their
business contacts with the colleagues present.
L www.maritim.de
TAGUNGSPROGRAMM
CONFERENCE PROGRAMME
(Änderungen vorbehalten/Subject to changes)
DIENSTAG, 16. JUNI 2020
TUESDAY, 16 JUNE 2020
18:00 Get-Together in der Ausstellung
Get-Together in the Exhibition
MITTWOCH, 17. JUNI 2020
WEDNESDAY, 17 JUNE 2020
Tagungsleitung | Conference chairs
Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld,
RWE Power AG, Grevenbroich,
Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf,
Dipl.-Ing. Thomas-Michael Scholbrock,
BASF SE, Ludwigshafen, and
Dipl.-Ing. Peter Richter, VGB PowerTech e.V., Essen
Moderation
Dr. Bernhard Leidinger, plenum AG Management Consulting,
Frankfurt am Main
08:00 VGB und Aussteller laden zu einem Stehempfang ein
VGB and exhibitors invite you to a standing reception
09:15 Eröffnung der Fachtagung
Opening of the conference by
Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld,
RWE Power AG, Grevenbroich
09:30
V01
Erfahrungen beim Einsatz von flexiblen
Dampfturbinen bei der Nutzung von Dampf
aus der Klärschlammverbrennung
Experience with flexible steam turbines using steam
from sewage sludge incineration
Dipl.-Ing. Udo Attermeyer and Dipl.-Ing. Cornelia
Liebmann, Howden Turbo GmbH, Frankenthal
Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:
‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html
12

VGB PowerTech 3 l 2020
Members´News
10:00
V02
10:30
V03
Analysis of the potential risk and exploration
of coping strategies for steam turbine with
flexible operation
Analyse des potenziellen Risikos und Erforschung
von Bewältigungsstrategien für Dampfturbine mit flexiblem
Betrieb
Shan Peng, Yang Yang, Zhang Jiamin and Zhang Ya,
Shanghai Electric Power Generation Co.Ltd., Shanghai/China
Temporäre Druckanstiege in der Anzapfung
einer Industriedampfturbine
Temporary pressure rises in the extraction
of an industrial steam turbine
Dr. Ingolf Scholz, Siemens Gas and Power
GmbH & Co. KG, Goerlitz
11:00 Diskussion der Vorträge 1, 2 und 3
Discussion of lectures 1, 2 and 3
11:30 Mittagspause und Besuch der Ausstellung
im Kongress Foyer und im Saal Heumarkt
Lunch break and visit of the exhibit in the
Congress Foyer and in the Heumarkt Hall
Erfahrungsaustausch mit der VGB-Fachgruppe „Dampfturbine“
– persönliche Kontaktaufnahme
im Saal Heumarkt
Exchange of experience with the VGB Technical
Group “Steam Turbines” – personal contact in the Heumarkt
Hall
Please visit our website for updates about VGB-Events!
12:30 Erhöhte Dampfturbinenlastflexibilität durch
V04 Modifikation von Abfangstellventilen
Moderation
Aktuelle Increased Informationen load flexibility of the steam zu turbine unseren by modification
of interception control valves
Veranstaltungen
finden Sie auf unserer Webseite!
13:00
V05
Reinhard Hitzek and Roger Wietusch, n-protec ag,
Windisch/Switzerland
Das Gleitlager – Plädoyer für ein
unterschätztes Maschinenelement
The bearing – plea for an underestimated
machine element
Dennis Brockhaus,
Gleitlagertechnik Essen GmbH, Essen
Newsletter: www.vgb.org
13:30 Diskussion der Vorträge 4 und 5
Discussion of lectures 4 and 5
13:45 Besuch der Ausstellung im Kongress Foyer und im Saal
Heumarkt inklusive Kaffeepause
Visit of the exhibit in the Congress Foyer and in the
Heumarkt Hall including coffee break
14:15
V06
Sealed Services – Infrastruktur zur Realisierung
industrieller Dienstleistungen
Seald Services – Infrastructure for the realisation of industrial
services
Stefan Wagner, wagner GmbH, Eschweiler, and
Dr.-Ing. Julian Graefenstein, Weldotherm WTD, Essen
14:45
V07
15:15
V08
SCHWER eng! 13 to Generator-Stator eingebracht
HEAVY closely! 13 to generator-stator placed
Helmut Alborn, August Alborn GmbH & Co. KG, Dortmund
Innovative Reparaturmethoden
an Dampfturbinenteilen
Innovative repair methods on steam turbine parts
Volkmar Patig, PATIG GmbH, Philippsburg
15:45 Diskussion der Vorträge 6, 7 und 8
Discussion of lectures 6, 7 and 8
16:15 Ende des ersten Veranstaltungstages
End of the first conference day
18:30 Einlass auf der „MS Loreley“
Access to the “MS Loreley”
19:00 Leinen Los! | Cast off!
09:00
V09
09:30
V10
DONNERSTAG, 18. JUNI 2020
THURSDAY, 18 JUNE 2020
Tagungsleitung | Conference chairs
Dipl.-Ing. Hartmut Strangfeld,
RWE Power AG, Grevenbroich,
Heiko Höhne, Uniper Kraftwerke GmbH, Düsseldorf,
Dipl.-Ing. Thomas-Michael Scholbrock,
BASF SE, Ludwigshafen, and
Dipl.-Ing. Peter Richter, VGB PowerTech e.V., Essen
Dr. Bernhard Leidinger, plenum AG Management Consulting,
Frankfurt am Main
Betriebsvorteile und Anlagenvalidierung einer
elektrischen Begleitheizung für große Dampfturbinen
Operational benefits and plant validation of electrical
trace heating for large steam turbines
M.Sc. David Veltmann, Dr.-Ing. Yevgen Kostenko and
Dipl.-Ing. Martin Bennauer, Siemens Gas
and Power GmbH & Co. KG, Mülheim an der Ruhr
DT: Heizsysteme und Isolierung – Stillstand- und
Wartungskonzepte
ST: Heating Systems and Insulation – Hot Standby
and Maintenance Concepts
Andreas Riedinger, Heinrich Tapp GmbH, Mülheim an
der Ruhr, and Karl Funken, Thermoprozess Heating-Systems
GmbH, Mülheim an der Ruhr
10:00 Diskussion der Vorträge 9 und 10
Discussion of lectures 9 and 10
ONLINE REGISTRATION & INFORMATION
L www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_2020.html
Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:
‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html
13

Members´News VGB PowerTech 3 l 2020
VGB CONFERENCE
DAMPFTURBINEN UND
DAMPFTURBINENBETRIEB
STEAM TURBINES AND
OPERATION OF STEAM TURBINES
10:15 Besuch der Ausstellung im Kongress Foyer und im Saal
Heumarkt inklusive Kaffeepause
Visit of the exhibit in the Congress Foyer and in the
Heumarkt Hall including coffee break
Erfahrungsaustausch mit der VGB-Fachgruppe „Dampfturbine“
– persönliche Kontaktaufnahme
im Saal Heumarkt
Exchange of experience with the VGB Technical Group
“Steam Turbines” – personal contact in the
Heumarkt Hall
10:45
V11
11:15
V12
11:45
V13
Empfehlungen für die Ausrüstung der
Schwingungsüberwachung an Dampfturbinen
von 0,8 MW bis 800 MW
Recommendations for the equipment
for vibration monitoring on steam turbines
from 0.8 MW to 800 MW
Dr.-Ing. Matthias Humer,
Uniper Anlagenservice GmbH, Gelsenkirchen
Chancen und Risiken von
Predictive Maintenance Systemen
Opportunities and risks of
predictive maintenance systems
Dipl.-Ing. Stefan Thumm, Dipl.-Ing. Thomas Gellermann
and Dipl.-Ing. Harald Pecher, Allianz Risk Consulting
GmbH – Allianz Zentrum für Technik, München
„Black Box“ Turbine? Moderne
Diagnosemöglichkeiten für Anlagen von 0,8 – 800
MW
“Black Box” steam turbine? Modern diagnostic
options for power plants from 0.8 – 800 MW
Dipl.-Ing. (FH) Clemens Bueren and
Dipl.-Ing. Jens Pfeiffer, Siempelkamp NIS Ingenieurgesellschaft
mbH, Essen
12:15 Diskussion der Vorträge 11, 12 und 13
Discussion of lectures 11, 12 and 13
12:45 Mittagspause und Besuch der Ausstellung
im Kongress Foyer und im Saal Heumarkt
Lunch break and visit of the exhibit in the
Congress Foyer and in the Heumarkt Hall
Erfahrungsaustausch mit der VGB-Fachgruppe „Dampfturbine“
– persönliche Kontaktaufnahme
im Saal Heumarkt
Exchange of experience with the VGB Technical
Group “Steam Turbines” – personal contact in the Heumarkt
Hall
13:45
V14
Optimierung der Lebensdauer und Effizienz durch
innovative Schichtsilikat-basierte Schmierstoffadditive
Lifetime and efficiency optimisation through innovative
silicon-based lubricant Additives
Dipl.-Ing. Stefan Bill and Dr. Petr Chizhik,
REWITEC GmbH, Lahnau
14:15
V15
14:45
V16
Ölanalysen bei Dampfturbinen – Monitoring
von Schmierstoff und Turbine
Oil analyses in steam turbines – monitoring
of lubricant and turbine
Stefan Mitterer and Marcel Giehl,
OELCHECK GmbH, Brannenburg
Störungsdiagnose und -bewertung durch
Unterstützung der Laboranalytik
Fault diagnosis and evaluation by supporting laboratory
analysis
Heiko Fingerholz,
VGB PowerTech Service GmbH, Gelsenkirchen
15:15 Diskussion der Vorträge 14, 15 und 16
Discussion of lectures 14, 15 and 16
15:45 Ende der Fachtagung
End of the conference
PRACTICAL INFORMATION
TAGUNGSORT/VENUE
Maritim Hotel Köln
Heumarkt 20 | 50667 Köln
Tel: +49 221 2027-849
E-Mail: reservierung.kol@maritim.de
L www.maritim.de
KONFERENZSPRACHEN/CONFERENCE LANGUAGES
German and English – simultaneous translation to be provided.
ONLINEANMELDUNG/ONLINE REGISTRATION
www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_2020.html
Die Anmeldung wird bis zum 8. Mai 2020 erbeten (Redaktionsschluss
der namentlichen Nennung im Teilnehmerverzeichnis). Eine spätere Anmeldung,
auch im Tagungsbüro, ist möglich, jedoch ohne Aufnahme in
das Teilnehmerverzeichnis.
TEILNAHMEBEDINGUNGEN/ ATTENDANCE FEES
VGB-Mitglieder/VGB Members € 850,00
Nichtmitglieder/Non-members € 1.250,00
Hochschule, Behörde, Ruheständler € 350,00
University, public authorities, retired
ABENDVERANSTALTUNG/EVENING EVENT
Alle Teilnehmer sind herzlich zu einem gemeinsamen Abend auf dem
Schiff „MS Loreley“ eingeladen.
All conference participants are invited to join the evening event on the
ship “MS Loreley”.
Foto: © TGM Kanis Turbinen GmbH
ONLINE REGISTRATION & INFORMATION
L www.vgb.org/dampfturbinen_betrieb_2020.html
Kontakt/Contact: Diana Ringhoff | Tel.: +49 201 8128-232 | Fax: +49 201 8128-321| E-Mail: vgb-dampfturb@vgb.org
VGB PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany | www.vgb.org
14

VGB PowerTech 3 l 2020
Members´News
The principal fuel used in the bioenergy
heating plant is forest chips created as a
forestry by-product, which has no other
uses. The procured fuel is certified for sustainability
or its source is controlled in
some other way. The bioenergy heating
plant achieves its energy efficiency by utilising
a flue gas heat recovery plant and
absorption heat pumps.
“After the combustion process, the flue
gases are piped to the heat recovery plant
and then on to separate absorption heat
pumps. This way, we are able to utilise the
fuel as effectively as possible, and the double
heat recovery ensures that the flue gas
entering the chimney is only 10 to 20 degrees,”
explains Project Director Antti Saikkonen
from Helen.
Facts
Helen has set the target of carbon neutrality
by 2035.
Helen will phase out the use of coal
gradually. The Hanasaari power plant will
be closed by the end of 2024, but it may be
assigned for reserve use before then, depending
on the commissioning schedule
of the Vuosaari bioenergy heating plant.
Salmisaari will be retained as an energy
production area with the intention of replacing
coal with solutions that are not
based on combustion. As for Salmisaari,
the investment decisions have not yet
been finalised.
Replacement production has already
been completed or is under construction,
with investments made particularly in heat
pumps: an entirely new heating and cooling
plant was commissioned beneath the
Esplanade Park in the summer of 2018, the
Katri Vala heating and cooling plant is being
extended, and a new heat pump utilising
heat from sea water is under construction
in Vuosaari.
Investments are also being made in heat
storage: the old oil caves in Mustikkamaa
are currently being converted into an underground
heat store.
The Vuosaari bioenergy heating plant is
necessary to secure Helsinki‘s heating requirement
also in the cold winter months.
The planned capacity of the Vuosaari
bioenergy plant is 260 MW.
The main fuel is forest chips.
The share of the bioenergy heating
plant of Helen‘s fuel consumption
is about 15 %.
The investment value of the project
is approx. EUR 260 million.
Deployment of the bioenergy
plant in district heat production is
not estimated to affect the price of
district heating. (201101905)
LL
www.helen.fi
innogy veräußert
Biomasseheizkraftwerk und
Pelletwerk an Cycleenergy
(innogy) Das Biomasseheizkraftwerk und
das angeschlossene Pelletwerk im Industriepark
Siegen-Wittgenstein haben einen
neuen Eigentürmer: Die innogy SE und die
Cycleenergy Holding GmbH (Cycleenergy)
haben Ende Dezember eine entsprechende
Vereinbarung unterzeichnet. Diese regelt,
dass das Biomasseheizkraftwerk sowie das
von der innogy Tochtergesellschaft NRW
Pellets GmbH betriebene Pelletwerk in
Erndtebrück an das in Österreich ansässige
Unternehmen Cycleenergy verkauft werden.
Der Eigentümerwechsel sowie der
Übergang der in den beiden Werken beschäftigten
Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter
erfolgte zeitgleich zum 27. Januar
2020. Über die Höhe des Kaufpreises haben
die Vertragsparteien Stillschweigen
vereinbart.
„Einem engagierten Team ist es in Erndtebrück
in den vergangenen Jahren gelungen,
eine gute Basis zu schaffen, um langfristig
einen wichtigen Beitrag zur notwendigen
Transformation der europäischen
Energiewirtschaft Richtung Nachhaltigkeit
sicherzustellen“, freut sich Christoph
Bruckner, Leiter Betrieb und Technik bei
Cycleenergy über die Übernahme der beiden
Unternehmen am Standort Erndtebrück
durch die Cycleenergy Gruppe.
Cycleenergy betreibt drei Biomasseheizkraftwerke
und zwei Pelletproduktionen in
Österreich und entwickelt, finanziert und
errichtet dezentrale, grundlastfähige und
nachhaltige Energielösungen in Österreich
sowie im benachbarten Ausland.
Sandra Silva Riaño, Leiterin Biomasse
Deutschland bei innogy SE und Geschäftsführerin
der NRW Pellets GmbH, erklärt:
„Ich freue mich, dass wir das ‚Wittgensteiner
Doppel‘ in vertrauensvolle Hände übergeben.
So sichern wir langfristig den Weiterbetrieb
beider Anlagen und die damit
verbundenen Arbeitsplätze. Dies ist ein
wichtiges Signal für die Region Siegen-Wittgenstein
und unsere Kunden – aber vor allem
auch für unsere Mitarbeiterinnen und
Jede ist zu ersetzen!
Redesign
PE01
S4
S2
Mitarbeiter. Ihnen möchte ich an dieser
Stelle meinen ausdrücklichen Dank aussprechen:
Durch den großartigen Einsatz
unserer Belegschaft konnten wir in den vergangenen
Jahren die Produktionsabläufe
beider Werke stetig verbessern und uns im
Markt als verlässlicher und qualitätsorientierter
Pelletproduzent etablieren. So haben
wir für das ‚Wittgensteiner Doppel‘ eine
solide Basis für die Zukunft unter dem Dach
der Cycleenergy geschaffen.“
Der Verkauf der beiden Werke am Standort
Siegen-Wittgenstein ist die Konsequenz
aus einer seit längerem beschlossenen
Neuausrichtung, in dessen Rahmen der Bereich
‚Biomasse‘ nicht mehr zu den strategischen
Wachstumsfeldern der innogy SE
zählt. Als Folge daraus wurden bereits die
Biomasseanlagen in Kehl und Goch
(Deutschland) sowie Enna (Italien) veräußert.
(201101907)
LL
www.innogy.com
innogy baut ihren ersten
Batteriespeicher in Irland
• Der Batteriespeicher (60 Megawatt) soll
2021 betriebsbereit sein
• Investitionssumme rund 25 Millionen
Euro
• Speicher unterstützt Energiewende in
Irland durch die Bereitstellung von
Netzdienstleistungen
(innogy) Die innogy SE treibt den Ausbau
erneuerbarer Energien voran und steigt in
Irland in das Geschäft mit Batteriespeichern
ein: innogy baut ihren ersten großen
Batteriespeicher im irischen County Monaghan,
nahe der Ortschaft Lisdrumdoagh.
Die finale Investitionsentscheidung (FID)
dazu wurde nun getroffen. Bereits in diesem
Jahr sollen die Bauarbeiten für den
60-Megawatt-Speicher beginnen, 2021 soll
die Anlage vollständig in Betrieb gehen.
Der Batteriespeicher soll Netzdienstleistungen
für das Stromnetz bereitstellen und
erweitert das Erneuerbaren-Energien-Portfolio
von innogy in Irland.
Sven Utermöhlen, Senior Vice President
Renewables Operations bei innogy SE: „Es
macht mich stolz, dass wir eine bedeuten-
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Members´News VGB PowerTech 3 l 2020
de Investition im Bereich der Großbatteriespeicher
tätigen, und zwar nicht irgendwo,
sondern in Irland, einem Markt mit einem
starken Engagement für erneuerbare Energien
und Batteriespeicher. Das macht Irland
zu einem idealen Ausgangspunkt für
den weiteren Ausbau unserer Geschäfte
mit Batteriespeichern.“
Cathal Hennessy, Managing Director von
innogy Renewables Ireland: „Mit diesem
Batteriespeicher leisten wir einen wichtigen
Beitrag zu einer erfolgreichen Energiewende
in Irland. Die Speichertechnik ist
das elementare Verbindungsstück zwischen
modernen Stromnetzen und der
schwankenden Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien: Sie kann überschüssigen
Strom speichern und bei Bedarf wieder
abgeben.“
In Irland löst die Stromerzeugung aus
Erneuerbaren die konventionelle Stromerzeugung
zunehmend ab. Zugleich sehen
sich die Betreiber von Stromnetzen
zunehmend mit der Aufgabe konfrontiert,
Schwankungen im Verteil- und Übertragungsnetz
auszugleichen. Dies kann beispielsweise
durch die Leistungsbegrenzung
von Windkraftanlagen erreicht werden.
Zudem bieten Batteriespeicher-Projekte
eine besonders effiziente Möglichkeit,
das Netz zu stabilisieren und so
eine zuverlässige Stromversorgung zu garantieren:
In weniger als 150 Millisekunden
können Großbatteriespeicher wie der,
der in Lisdrumdoagh gebaut wird, auf Frequenzschwankungen
reagieren und je
nach Bedarf Strom aus dem Netz aufnehmen
oder in das Netz abgeben. Batteriespeicher
sind daher besonders gut geeignet,
die mit erneuerbaren Energien einhergehende
schwankende Netzeinspeisung
auszugleichen.
Nach der Inbetriebnahme wird der Batteriespeicher
in Lisdrumdoagh mit seiner
Leistung von 60 MW ausreichend Kapazität
bereitstellen, um das Äquivalent von
rund 125.000 Haushalten mit Strom versorgen
zu können. (Diese Berechnungen
basieren auf einem jährlichen Durchschnittsverbrauch
von 4.200 kWh pro
Haushalt. Die Regulierungsbehörde für die
Energie- und Wasserwirtschaft der Republik
Irland, Commission for Regulation of
Utilities (CRU), hat vor Kurzem Daten bezüglich
des Stromverbrauchs von Privathaushalten
erhoben, aus denen dieser Wert
abgeleitet wurde. )
Die geplante Investitionssumme für den
neuen Batteriespeicher beläuft sich insgesamt
auf etwa 25 Millionen Euro.
Im Einklang mit der Strategie des Unternehmens
überprüft innogy alle Optionen
hinsichtlich Eigentümer- und Finanzierungsstruktur
ihrer Anlagen, um den
größtmöglichen Wert für das Unternehmen
und seine Aktionäre zu erzielen.
Irland ist ein wichtiger
Wachstumsmarkt für innogy
Die Gründung der Tochtergesellschaft innogy
Renewables Ireland Ltd. im Jahr 2016
markierte für innogy den Eintritt in den
irischen Markt. Der im Jahr 2018 errichtete
und mittlerweile in Betrieb genommene
Windpark Dromadda Beg ist der erste
Onshore-Windpark von innogy in Irland.
Er befindet sich im County Kerry und hat
eine Leistung von 10,2 MW. Das irische
Team des Unternehmens entwickelt weitere
Erneuerbaren-Projekte vor Ort, beispielsweise
weitere Onshore-Windparks
und Batteriespeicher.
Außerdem entwickelt innogy den Offshore-Windpark
Dublin Array, der vor der Küste
der Landeshauptstadt in der Irischen See
entstehen und über eine installierte Leistung
von bis zu 1.000 MW verfügen soll.
2018 ist innogy eine Partnerschaft mit dem
irischen Unternehmen Saorgus Energy eingegangen,
um die Entwicklung gemeinsam
voranzutreiben.(201101907)
LL
www.innogy.com
LEAG: Genehmigungsantrag für
EVA Jänschwalde eingereicht
• Gemeinschaftsprojekt von LEAG und
Veolia nimmt weiteren Meilenstein,
Gesellschaftsgründung wird vorbereitet
(leag) Die LEAG hat den Genehmigungsantrag
für die EVA Jänschwalde bei der zuständigen
Genehmigungsbehörde, dem
brandenburgischen Landesamt für Umwelt,
eingereicht. Der zehn Ordner umfassende
Antrag beinhaltet sowohl die technische
Beschreibung der Anlage als auch die
Untersuchung der Umweltverträglichkeit
des Vorhabens einschließlich entsprechender
Gutachten. Für die EVA Jänschwalde,
die ab 2024 Ersatzbrennstoff (EBS) aus
aufbereiteten, kommunalen und gewerblichen
Siedlungsabfälle thermisch verwerten
soll, wird ein Genehmigungsverfahren
nach Bundes-Immissionsschutzgesetz geführt.
Bestandteil ist auch eine Umweltverträglichkeitsprüfung.
Das Umweltamt prüft nun die Vollständigkeit
der Antragsunterlagen. Sind sie
vollständig, wird der Antrag den Fachbehörden
und den Trägern öffentlicher Belange
wie beispielsweise dem Amt Peitz
und den Gemeindevertretungen zur Stellungnahme
übergeben. Parallel haben
auch Privatpersonen Gelegenheit, den Antrag
während der vierwöchigen öffentlichen
Auslegung einzusehen und Stellungnahmen
einzureichen. Aus heutiger Sicht
könnte diese öffentliche Beteiligung im
Sommer beginnen. Die Termine und Auslegungsorte
werden öffentlich bekanntgemacht,
u.a. in den Amtsblättern. Danach
wird das Landesumweltamt die Stellungnahmen
aus dem Beteiligungsverfahren
auswerten und zu einem Erörterungstermin
einladen, voraussichtlich im Herbst.
Dabei erhalten die Einreicher Gelegenheit,
ihre Hinweise zu erläutern. Auf der Grundlage
dieser Verfahrensschritte wird abschließend
ein Genehmigungsbescheid erteilt.
Das Genehmigungsverfahren wird
voraussichtlich etwa ein Jahr dauern.
Parallel kommen die Vorbereitungen zur
Gründung eines Joint Ventures mit dem
Projektpartner Veolia gut voran. Die Gesellschaftsgründung
wird im Frühjahr anvisiert.
Während die LEAG das kraftwerkstechnische
Know-how in das Gemeinschaftsunternehmen
einbringt, stärkt
und erweitert Veolia die Kompetenzen im
Bereich des Abfallmanagements und der
Finanzierung des Projektes. (201101912)
LL
www.leag.de
BUND unterliegt nach 11 Jahren
Streit gegen Bergbaubetreiber
• Wasserrechtliche Erlaubnis
für Welzow-Süd ist rechtskräftig
Die Wasserrechtliche Erlaubnis für die
Gewässerbenutzungen im Zusammenhang
mit dem Betrieb des Tagebaus Welzow-Süd,
räumlicher Teilabschnitt I, 2009
bis 2022, die am 18.12.2008 vom brandenburgischen
Landesbergamt erlassen und
seitdem von der Umweltvereinigung BUND
angefochten worden war, ist nun endlich
rechtskräftig. Nach erfolglosem Widerspruch
sowie erfolgloser Klage und Berufung
ist der BUND zuletzt vor dem Bundesverwaltungsgericht
(BVerwG) mit seiner
Beschwerde gescheitert, mit der er die Zulassung
einer Revision gegen die Berufungsentscheidung
des Oberverwaltungsgerichtes
Berlin-Brandenburg (OVG) erstreiten
wollte.
Das OVG hatte am 20.12.2018 das Urteil
des Verwaltungsgerichtes Cottbus bestätigt,
mit dem bereits im Oktober 2012 die
Klage des BUND gegen die Wasserrechtliche
Erlaubnis abgewiesen worden war. Das
OVG stellte in seiner Begründung fest, dass
die Hebung von Grundwasser durch den
Tagebaubetrieb sowie dessen Einleitung in
die öffentliche Vorflut und dessen Absenkung
und Umleitung im Zusammenhang
mit der erforderlichen Dichtwand im Einklang
mit den wasserrechtlichen und naturschutzrechtlichen
Regelungen erfolgt.
Eine Revision zu seiner Entscheidung hatte
das OVG nicht zugelassen. (201101911)
LL
www.leag.de
16

VGB PowerTech 3 l 2020
Members´News
RWE Power legt Landesregierung neues
Konzept für das Braunkohlenrevier vor
• Unterlagen sind Beitrag zur Erarbeitung einer
Leitentscheidung der Landesregierung
(rwe) Die RWE Power AG hat dem Ministerium für
Wirtschaft, Innovation, Digitalisierung und Energie
des Landes Nordrhein-Westfalen ihr neues Revierkonzept
vorgelegt. Es enthält unter anderem die
geänderten Planungen für den Betrieb der drei Tagebaue
und die aktualisierten Konzepte für die Wiedernutzbarmachung
der Bergbauflächen.
Hintergrund ist der Terminplan für die konkreten
Außerbetriebnahmen von Kraftwerkseinheiten im
Rheinischen Revier, wie er sich aus dem Entwurf für
das Kohleausstiegsgesetz ergibt. Ferner trägt die
Planung dem politischen Wunsch Rechnung, den
Hambacher Forst zu erhalten und die besonderen
Bedürfnisse der Tagebaurandkommunen zu berücksichtigen.
Der Abstand des Tagebaus Garzweiler zu
den Erkelenzer Ortschaften Kaulhausen/Venrath
und Kückhoven wird vergrößert, so dass dort mehr
Raum für die Entwicklung der Dörfer bleibt. Am Tagebau
Hambach werden die Abstände zu Niederzier-Ellen
und Kerpen-Buir größer, am Tagebau Inden
zu Düren-Merken und zu den Indener Ortsteilen
Lucherberg und Lamersdorf. Die Ortslage
Morschenich in der Gemeinde Merzenich wird nicht
mehr bergbaulich in Anspruch genommen. Neben
dem Hambacher Forst bleiben auch der Merzenicher
Erbwald und die Steinheide erhalten.
Mit den Unterlagen liefert RWE Power einen Beitrag
zur Erarbeitung einer Leitentscheidung für das
Rheinische Revier, den die Landesregierung von
NRW angekündigt hat. Hier sind die Unterlagen zu
finden: rwe.com/Revierkonzept. (201101914)
LL
www.rwe.com
RWE Renewables und Saitec
Offshore Technologies testen
innovative Schwimmplattform
für Offshore-Windturbinen
VGB Fachtagung
BRENNSTOFFTECHNIK
UND FEUERUNGEN
MIT FIRMENPRÄSENTATIONEN
Programm online!
www.vgb.org
9. und 10. Dezember 2020
Hamburg
Die Fachtagung „Brennstofftechnik und
Feuerungen 2020“ bietet Betreibern,
Herstellern, Planern, Behörden und
Forschungsinstituten eine Plattform
die aktuellen Herausforderungen
der Energiepolitik und die daraus
abzuleitenden Anforderungen an
die Technik zu diskutieren.
• SATH-Technologie verspricht Kostenvorteile im
Zukunftsmarkt für Floating Offshore
• Beton-Plattform DemoSATH mit 2-MW-
Windturbine geht im Herbst 2021 in Betrieb
(rwe) RWE Renewables und Saitec Offshore Technologies
erproben gemeinsam neue Wege, Offshore-Windparks
kostengünstig in tiefen Gewässern zu
errichten und zu betreiben: In dem Pilotprojekt „DemoSATH“
testen die auf Erneuerbare Energien spezialisierte
RWE-Tochter und das spanische Bauunternehmen
ab 2021 eine schwimmende Plattform
für Windturbinen vor der Baskischen Küste.
Die getestete SATH-Technologie basiert auf einem
katamaran-ähnlichen Schwimmkörper aus modular
vorgefertigten und anschließend verspannten Betonteilen.
Der Schwimmkörper kann sich entsprechend
der Wind- und Wellenrichtung um einen fixen
Verankerungspunkt ausrichten. Bei dem Projekt
sollen Daten gesammelt und operative Erkenntnisse
aus Errichtung, Betrieb und Wartung der Anlage gewonnen
werden. Das Pilotprojekt geht über 3,5 Jahre:
18 Monate für Planung und Bau der Anlage und
eine auf zwei Jahre ausgelegte Betriebs phase.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Barbara Bochynski
E-Mail
vgb.brennstoffe@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-205
www.vgb.org
17
Neuer Termin!

Members´News VGB PowerTech 3 l 2020
RWE Renewables und Saitec Offshore Technologies testen innovative Schwimmplattform für
Offshore- Windturbinen
Anja-Isabel Dotzenrath, CEO RWE Renewables,
erklärt: „Wir sehen weltweit großes
Potenzial für schwimmende Windparks.
Gerade in Ländern mit tieferen Küstengewässern
eröffnen sich dadurch
attraktive Möglichkeiten. Mit DemoSATH
sammeln wir Erfahrungen mit einer innovativen
Plattform-Technologie auf Betonbasis,
die uns bei der Positionierung in diesem
Wachstumsmarkt helfen wird.“
Der COO von Saitec Offshore, Luis
González-Pinto, erklärt: „Die Möglichkeiten
von SATH, die Kosten für schwimmende
Windkraftanlagen zu reduzieren, sind
immens. Jetzt ist es an der Zeit, diese Anlage
zu bauen und zu betreiben und diesen
spannenden Markt zu erweitern“. Die Zusammenarbeit
zwischen beiden Unternehmen
wird als sehr vorteilhaft angesehen,
wie er erklärt: „Es handelt sich um eine
Vereinbarung zwischen einem gut etablierten
Akteur im Bereich der Offshore-Windenergie
und einem jungen innovativen Unternehmen.
Wir sind zuversichtlich, dass
diese Kombination für beide Parteien massive
Vorteile bringen kann“.
RWE Renewables beteiligt sich an den
Projektkosten, bringt ihre langjährige
Offshore-Erfahrung ein und erhält im Gegenzug
Zugang zu den gewonnenen Erkenntnissen.
Im Fokus stehen dabei die
Leistung und das Lastverhalten der Anlage
unter Normal- und Extrembedingungen.
Außerdem geht es den Partnern darum,
Betriebserfahrungen zu sammeln, die für
die Planung künftiger kommerzieller Parks
unverzichtbar sind. So sollen etwa sichere
und effiziente Lösungen für das Übersteigen
vom Serviceschiff auf die Plattform
und für den Austausch von Großkomponenten
erprobt werden. Um Angebote für
Offshore Windparks weltweit flexibel an
die Gegebenheiten vor Ort anpassen zu
können, testet RWE neben SATH noch weitere
technologische Optionen für Floating
Offshore.
DemoSATH ist das zweite Projekt von
Saitec in offenen Gewässern: Im April
2020 ist der Einsatz eines Modells im
Maßstab 1:6 vor der Küste von Santander
geplant. Bei dem großen DemoSATH-Projekt
verantwortet Saitec Konstruktion und
Projektmanagement. Während der Testphase
übernimmt das Unternehmen zudem
den Betrieb, die Wartung und die
Datenpflege. Dadurch ist Saitec Offshore
Technolies in der Lage, in allen Phasen
Verbesserungs- und Optimierungsmöglichkeiten
zu erfassen.
Die Aufbauten sowie die 2-MW-Windturbine
für den DemoSATH-Prototyp werden
im Hafen von Bilbao montiert. Die Grundfläche
der Konstruktion wird etwa 30 Meter
breit und rund 64 Meter lang sein. Die
Plattform samt Turbine wird an ihren Ankerpunkt
in einem Testfeld (BIMEP) etwa 3
Kilometer vor der baskischen Atlantikküste
geschleppt. Der Ozean ist an dieser Stelle
rund 85 Meter tief. Im Meeresboden verankerte
hybride Ankerleinen aus Ketten und
Kunstfaserseilen werden die schwimmende
Plattform auf Position halten. Die Anlage
geht voraussichtlich im dritten Quartal
2021 in Betrieb. Die im Projektverlauf erzeugte
Elektrizität wird in das spanische
Stromnetz eingespeist. (201101915)
www.rwe.com
RWE: Führungen durch Tagebaue
und Kraftwerke bleiben gefragt
• In 2019 nutzten rund 60.000 Menschen
die Besucherangebote der RWE
• RWE Power-Vorstand Lars Kulik: „Besucher
können sich eigenes Bild machen.“
(rwe) Das Interesse an Führungen durch
die Tagebaue und Kraftwerke der RWE Power
im Rheinischen Revier ist ungebrochen:
Im Jahr 2019 besichtigten rund
60.000 Interessierte die Anlagen und Betriebe
im Rheinischen Braunkohlerevier
und nahmen an Führungen durch die Rekultivierungsgebiete
teil. Die Besucherzahlen
blieben damit auf dem hohen Niveau
des Vorjahres.
„Die große Nachfrage nach Einblicken in
unsere Betriebe und in die Rekultivierung
zeigt das Interesse an der Braunkohle und
an unserer Arbeit“, sagt Lars Kulik, Vorstandsmitglied
der RWE Power. „Durch
Einblicke vor Ort und Gespräche mit Kollegen
können sich Besucher ein eigenes Bild
davon machen, wie eng Tagebaubetrieb,
Stromerzeugung, Veredlung und Rekultivierung
miteinander verzahnt sind.“
RWE bietet bis zu dreistündige Gruppenführungen
an allen Kraftwerks- und Tagebaustandorten
an. Interessierte können
Termine per E-Mail oder telefonisch vereinbaren.
Zudem organisiert der RWE-Besucherdienst
auch immer wieder Extratouren.
Besonders beliebt sind naturkundliche
Wanderungen auf der Sophienhöhe und
entlang der Indeaue. Für ausländische Besuchergruppen
werden zudem fremdsprachige
Führungen organisiert.
Zur Qualitätskontrolle ihrer Besucherangebote
führt RWE regelmäßig Befragungen
durch – mit sehr guten Ergebnissen. So
schreibt ein Besucher, die Exkursionen seien
„für Groß und Klein wirklich sehr lehrreich“.
Besonders hervorgehoben wird das
Fachwissen der Betreuer, die auch Detailfragen
zur Braunkohle kompetent beantworten.
Anregungen aus den Besucherbefragungen
fließen auch in die Konzeption neuer
Angebote ein, erklärt Besucherbetreuer
Niklas Wischkony: „Gäste fragen vermehrt
nach Informationen zu Erneuerbaren
Energien. Darum planen wir, zukünftig
Touren durch Windparks anzubieten.“
Die geführten Touren sind aufgrund der
hohen Nachfrage häufig Monate im Voraus
ausgebucht. Wer keinen Platz mehr in einer
Gruppenführung bekommen hat oder
lieber eigenständig unterwegs ist, kann
insgesamt sechs Aussichtspunkte mit ausführlichen
Informationstafeln erkunden.
Anfahrtsbeschreibungen zu allen Ausflugszielen
sind in der Broschüre „Wegweiser zu
den Aussichtspunkten“ aufgelistet – darunter
der Skywalk am Tagebau Garzweiler,
die Dauerausstellung am Schloss Paffendorf
und das Forum :terra nova.
Das Besucherprogramm und Ankündigungen
zu neuen Führungen finden Interessierte
unter www.rwe.com/besichtigungen.
(201101917)
LL
www.rwe.com
18

VGB PowerTech 3 l 2020
Members´News
STEAG baut für die Energiezukunft
• Neues GuD-Kraftwerk Herne ist flexibel, effizient
und ressourcenschonend
(steag) Am Standort Herne sichert künftig ein neues
und hocheffizientes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk
(GuD) die Strom- und Wärmeversorgung im Herzen
des Ruhrgebiets. Das neue Kraftwerk arbeitet nach
dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), ist
deswegen besonders ressourcenschonend und ersetzt
perspektivisch den Steinkohleblock 4 des Kraftwerkstandorts
Herne. Nun hat die zuständige Bezirksregierung
Arnsberg den ersten Bauabschnitt genehmigt.
Aktuell sind am Standort Hertener Straße die Arbeiten
am Fundament des neuen Kraftwerks im Gange.
Insgesamt 777 Betonpfähle von jeweils 15 Meter Tiefe
wurden ins Erdreich getrieben, um später die Fundamentplatten
zu tragen. Darauf ruhen künftig Turbine
und Generator, die in einem gekoppelten Prozess eine
Leistung von 608 Megawatt Strom und 400 Megawatt
Wärme erbringen können. Durch die Auskoppelung
der Wärme steigt der Gesamtnutzungsgrad des Brennstoffs
Erdgas auf 85 Prozent. Damit ist das künftige
Kraftwerk eine der effizientesten und umweltfreundlichsten
GuD-Anlagen weltweit.
GuD Herne bringt Energiewende voran
STEAG und Siemens werden in das Projekt einen
mittleren dreistelligen Millionenbetrag investieren.
Mit GuD Herne tragen sie aktiv zum Gelingen der Energiewende
bei. Denn der politisch beschlossene Ausstieg
aus Kernenergie- und Kohleverstromung macht
Investitionen in flexibel einsetzbare Kraftwerkskapazitäten
notwendig. „Das neue GuD Herne erfüllt geradezu
idealtypisch die Anforderungen für eine zukunftsweisende
Energieversorgung: Es garantiert Versorgungssicherheit,
ist wirtschaftlich und effizient und
damit umweltverträglich“, sagt Joachim Rumstadt,
Vorsitzender der Geschäftsführung der STEAG GmbH.
„Schließlich lautet unser Motto: ‚Wir sorgen für sichere
Energie. Jetzt und in Zukunft.‘„
Doch nicht nur energiewirtschaftlich ist das GuD Herne
ein Vorzeigeprojekt. Vielmehr zeigt STEAG hier einmal
mehr, über welch umfassendes Know-how das Unternehmen
in Sachen Energieerzeugung verfügt. So ist
die Entwicklung und Umsetzung komplexer ingenieurwissenschaftlicher
Projekte eine anerkannte Kernkompetenz
von STEAG.
Investitionssicherheit bei KWK wahren
Doch damit es auch nach dem Jahr 2022 noch weitere,
umweltschonende KWK-Projekte in Deutschland
geben kann, braucht es die Unterstützung der Politik.
„Die Bundesregierung muss mit der EU-Kommission
schnellstmöglich eine Einigung darüber erzielen, dass
die finanzielle Förderung derartiger Projekte auf
Grundlage des KWK-Gesetzes auch künftig mit dem
europäischen Beihilferecht vereinbar bleibt“, dringt
Joachim Rumstadt auf eine zügige Klärung: „Solange
dies nicht geschieht, hängen alle neuen Projekte für die
Zeit nach 2022 in der Luft.“
Die Projektpartner von GuD Herne sind fest entschlossen,
das neue Kraftwerk bis Ende 2022 in den
kommerziellen Dauerbetrieb zu nehmen, um bei der
KWK-Förderung kein Risiko einzugehen.
VGB Workshop
Flue Gas
Cleaning 2020
New event date!
Programme out now.
www.vgb.org
30 Sept. and 1 Oct 2020
Dresden/Germany
The workshop will cover a wide range of
flue gas cleaning activities, especially
with a view to the activities for meeting
the future emission limits, which
are defined in the BREF-LCP process.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Ines Moors
E-Mail
vgb-flue-gas@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-222
www.vgb.org
19
New event date!

Members´News VGB PowerTech 3 l 2020
VGB-KONFERENZ
ELEKTRO-, LEIT- UND INFORMATIONS TECHNIK
IN DER ENERGIEVERSORGUNG – KELI 2020
mit Fachausstellung
NEUER VERANSTALTUNGSTERMIN: (23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020 | BREMEN
VERANSTALTUNGSORT
Maritim Hotel & Congress Centrum Bremen
Im Zweijahresrhythmus richtet der VGB PowerTech die KELI – Fachkonferenz
für Elektro­, Leit­ und Informationstechnik in der Energieversorgung
– aus. Angesprochen sind Betreiber, Planer, Dienstleister
und Lieferanten von Energieanlagen aller Technologien sowie
Universitäten, Versicherer und Behörden. Aktuelle Fragen und Lösungen
werden in Vorträgen präsentiert und können mit international
tätigen Experten diskutiert werden. Begleitet wird die Konferenz
von einer Fachausstellung unter Beteiligung namhafter
Hersteller und Lieferanten sowie einem attraktiven Rahmenprogramm.
Beides bietet für einen Gedankenaustausch und die Erweiterung
geschäftlicher wie persönlicher Kontakte beste Voraussetzungen.
Die KELI 2020 wird ebenso eine Plattform sein, um die durch die
aktuelle Energiepolitik bedingten technischen Herausforderungen
zu diskutieren.
Schwerpunkte bilden dabei:
| Die Auswirkungen des sich verändernden Energiemixes
auf die Erzeugungsanlagen
(Einsatzregimes, Marktmodelle, Systemstabilität)
| Neue Herausforderungen an die Elektro­, Leit­ und Informationstechnik
durch Industrie 4.0, Digitalisierung und IT­Sicherheit
Folgende Themen stehen im Focus der Vorträge und Diskussionen:
| Flexibler Betrieb der Erzeugungs­ und Speicheranlagen
in veränderter Netz­ und Marktsituation
| Erbringung von Systemdienstleistungen
| Neue regulatorische Rahmenbedingungen
und deren Auswirkungen
| Technische Entwicklungen in der Elektro­, Leitund
Informationstechnik
| Betrieb, Instandhaltung, Monitoring, Prüfungen
und Lebensdauerkonzepte
| Informationssicherheit (IT­Sicherheit)
| Digitalisierung, Industrie 4.0, Big Data Anwendungen
Um den Ingenieurnachwuchs der Branche zu fördern,
werden Studierende bei Anreise und Unterkunft unterstützt.
Wir – die Geschäftsstelle und der Programmausschuss –
freuen uns, auf der KELI 2020 alte Bekannte und neue
Gesichter zu begrüßen.
ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN
L www.vgb.org/keli_2020.html
L www.maritim.de
TAGUNGSPROGRAMM
(Änderungen vorbehalten)
ab
15:00
ab
17:00
MONTAG, 23. NOVEMBER 2020
Technische Besichtigung –
Hybrid Regelkraftwerk / Heizkraftwerk Hastedt
Detaillierte Angaben zur Besichtigung entnehmen
Sie bitte den organisatorischen Hinweisen.
Registrierung
19:00 Abendveranstaltung
Geselliges Beisammensein in der Fachausstellung.
Für das leibliche Wohl ist gesorgt.
09:00
A1
09:10
A2
09:35
A3
10:00
A4
10:30
A5
DIENSTAG, 24. NOVEMBER 2020
Plenarvorträge
Eröffnung der Konferenz
Dr. Oliver Then, VGB PowerTech e. V., Essen
VGB-Aktivitäten zur Elektro-, Leit- und
Informationstechnik in der Energieversorgung
Joachim von Graeve,
Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen
VGB im Energiesystem der Zukunft
Dr. Oliver Then, VGB PowerTech e. V., Essen
Saal Kaisen
Kohleausstieg versus Versorgungssicherheit
Prof. Dr. Harald Schwarz, Brandenburgische Technische
Universität Cottbus­Senftenberg
Das H2-Speicherkraftwerk
Prof. Dr. Harald Weber, Universität Rostock
11:00 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause
11:30 Sektion S1 „Digitalisierung I“ Saal Kaisen
Sektionsleitung
Marcus Schönwälder,
Vattenfall Wärme Berlin AG
11:30
S1.1
12:00
S1.2
Automatisieren Wir noch oder digitalisiert Ihr schon?
Vom Wesen der Industrie 4.0
Jan Koltermann,
Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
„Combustion 4.0“ – Integriert-modellgestützte
Optimierung des Kraftwerksbetriebs
Dr. Martin Habermehl, aixprocess GmbH, Aachen
Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!
‣ Newsletter subscription | www.vgb.org/en/newsletter.html
20

VGB NEUER PowerTech VERANSTALTUNGSTERMIN:
3 l 2020
(23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020
BREMEN
Members´News
12:30
S1.3
Digitalisierungsprojekte gestalten –
mit den Menschen für die Menschen
Axel Bürgers, Kraftwerksschule e. V., Essen
16:15
S4.3
Cyber Security – Prozessdaten auf der sicheren Reise
Richard Biala, ABB AG, Mannheim
16:45 Raumwechsel
11:30 Sektion S2 „Systemdienstleistungen“ Saal Focke­Wulf
Sektionsleitung
Frank Körnert, Vattenfall Wärme Berlin AG
11:30
S2.1
12:00
S2.2
12:30
S2.3
Betriebserfahrung und Optimierung
von Großbatteriesystemen
Diego Hidalgo Rodriguez,
STEAG Energie Services GmbH, Essen
Schwarzstart-Hilfe für das
GuD-Bestands-HKW Berlin-Mitte
Thomas Lehmann, Vattenfall Wärme Berlin AG
Systemdienstleistungen mit H2-Speicherkraftwerken
Martin Töpfer, Universität Rostock
13:00 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung
14:00 Fachbeiträge der Aussteller
www.vgb.org/keli20_ausstellerforum.html
14:00 Forum für Studierende Salon Scharoun
15:00 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause
15:15 Sektion S3 Saal Kaisen
„IT-Sicherheit I – regulatorische Vorgaben“
Sektionsleitung
Peter Riedijk, RWE Generation NL,
Geertruidenberg/Niederlande
15:15
S3.1
15:45
S3.2
16:15
S3.3
Der neue Cybersecurity Act der EU und
das IT-Sicherheitsgesetz 2.0
Prof. Stefan Loubichi,
KSG Kraftwerks­Simulator­Gesellschaft mbH,
GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen
Die Cybersicherheitslage in der Energiewirtschaft
Stefan Menge,
Freies Institut für IT­Sicherheit e. V., Bremen
Cybersicherheit im Energiesektor
Carolin Wagner, Bundesamt für Sicherheit
in der Informationstechnik BSI, Bonn
15:15 Sektion S4 Saal Focke­Wulf
„IT-Sicherheit II – Umsetzungserfahrungen“
Sektionsleitung
Andreas Jambor, RWE Power AG, Essen
15:15
S4.1
15:45
S4.2
Zwischen Mensch und Algorithmus – Methoden für
Nutzerakzeptanz und Praxistauglichkeit von selbstlernenden
Anomalieerkennungssystemen im Kraftwerk
(BMBF-Projekt WAIKIKI)
Franka Schuster, Brandenburgische Technische
Universität Cottbus­Senftenberg
Gesetzliche IT-Security Anforderungen – Perspektiven
aus der Sicht von Betreibern und Lieferanten
Frederic Buchi, Siemens Gas and Power GmbH &
Co. KG, Erlangen
16:50
16:50
17:00
bis
18:00
19:00
Podiumsdiskussion
zum IT-Sicherheitsgesetz 2.0
Leitung
Jakob Menauer,
EnBW Baden­Württemberg AG, Altbach
Betreiberstatement
Andreas Jambor, RWE Power AG, Essen
Podiumsdiskussion „Wie können wir
den Transformationsprozess gestalten?“
mit Referenten aus den Sektionen zur IT­Sicherheit
Abendveranstaltung
Gemeinsamer Spaziergang zum „Ratskeller“
Saal Kaisen
19:30 Abendveranstaltung im „Ratskeller“
(Detaillierte Angaben zur Abendveranstaltung
entnehmen Sie bitte den organisatorischen Hinweisen)
MITTWOCH, 25. NOVEMBER 2020
09:00 Sektion S5
„Regulatorische Anforderungen“
Sektionsleitung
Prof. Dr. Hendrik Lens, Universität Stuttgart
09:00
S5.1
09:30
S5.2
10:00
S5.3
RoCoF-Anforderungen an Erzeugungsanlagen –
Parametereinflüsse auf das Verhalten von
Turbo generatoren am Netz bei steigenden
Frequenz änderungsgeschwindigkeiten
Melanie Herzig, Hochschule Ruhr West, Bottrop
Saal Kaisen
Herausforderungen an den Betrieb konventioneller
Kraftwerke in Netzen mit hoher Einspeisung von
Wind und Solarenergie
Dr. Marios Zarifakis, ESB Generation &
Wholesale Markets, Dublin/Irland
Dynamisches Monitoringverfahren
für die Erbringung von Primärregelleistung
Philipp Maucher, Universität Stuttgart
09:00 Sektion S6 Saal Focke­Wulf
„Technische Entwicklungen“
Sektionsleitung
Prof. Dr. Jens Paetzold, Hochschule Ruhr West, Mülheim
09:00
S6.1
09:30
S6.2
10:00
S6.3
Optimaler Entwurf von klassischen Regelungen
Prof. Kai Michels, Universität Bremen
Betrieb von virtuellen Kraftwerken: Vernetzte Anlagen
Jan Weustink, Siemens Gas and Power
GmbH & Co. KG, Erlangen
Supraleiter – die Eisschnelläufer
der Energieübertragung
Gudrun Sachs, VPC GmbH, Vetschau,
Dr. Wolfgang Reiser, Vision Electric
Superconductors GmbH, Kaiserslautern
10:30 Besuch der Fachausstellung – Kaffeepause
Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!
‣ Newsletter | www.vgb.org/en/newsletter.html
21

Members´News VGB PowerTech 3 l 2020
Elektro-, Leit- und
Informations technik in der
Energieversorgung – KELI 2020
(23.) 24. UND 25. NOVEMBER 2020 | BREMEN
11:00 Sektion S7 Saal Kaisen
„Betrieb, Instandhaltung, Monitoring“
Sektionsleitung
Dr. Thomas Krüger,
Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus
11:00
S7.1
11:30
S7.2
12:00
S7.3
Fit für die Zukunft – Replacement-Lösungen für den
DR-Generatorschalter erläutert am realen Beispiel
Markus Stay, ABB Power Grids Germany AG, Mannheim
Betriebsmittel im Fokus – effektives Anlagenmanagement
vom Instandhaltungs manage ment zum
Asset Management im Instandhaltungs prozess
Michael Lukas, Lausitz Energie Kraftwerke AG,
Boxberg/Oberlausitz
Basissicherheit und zusätzlicher Schutz durch
„Airbags“ in den Niederspannungs-Schaltanlagen
im HKW Berlin-Reuter West
Holger Kuhlemann, Rolf Janssen GmbH
Elektrotechnische Werke, Aurich
11:00 Sektion S8 Saal Focke­Wulf
„Technische Entwicklungen, Digitalisierung“
Sektionsleitung
Jakob Menauer,
EnBW Baden­Württemberg AG, Altbach
11:00
S8.1
11:30
S8.2
12:00
S8.3
Steuerung einer verfahrenstechnischen Anlage mit
neuronalem Netz
Frank Gebhardt, Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen
KI-basierte digitale Assistenzsysteme –
Operator im Mittelpunkt
Harald Bruns, ABB AG, Mannheim
Flexibilisierung – Schäden, Auswirkungen und Trends,
eine Auswertung der VGB-Datenbank KISSY
Dr. Jörg M. Bareiß,
EnBW Energie Baden­Württemberg AG, Stuttgart
12:30 Mittagspause – Besuch der Fachausstellung
13:15 Fachbeiträge der Aussteller
https://www.vgb.org/keli20_ausstellerforum.html
13:15 Forum für Studierende Salon Scharoun
14:00 Sektion S9 „Flexibler Betrieb“ Saal Kaisen
Sektionsleitung
Simon Wanjek, Grosskraftwerk Mannheim AG
14:00
S9.1
14:30
S9.2
15:00
S9.3
Neue Speichertechnologien im Energiemarkt
Jan Weustink, Siemens Gas and Power
GmbH & Co. KG, Erlangen
Flexibler Betrieb eines großskaligen
thermischen Energiespeichers
Alexander Zaczek, Siemens Gamesa
Renewable Energy GmbH & Co. KG, Hamburg
Brennstoffwechsel auf Biomasse
Peter Riedijk, RWE Generation NL,
Geertruidenberg/Niederlande
14:00 Sektion S10 „Digitalisierung II“ Saal Focke­Wulf
Sektionsleitung
Andreas Knieschke, VPC GmbH, Vetschau
14:00
S10.1
14:30
S10.2
15:00
S10.3
MIM versus Google – generationsabhängiger
Umgang mit Daten im Kraftwerk
Hans Karl Preuss, GABO IDM mbH, Erlangen
Elektronisches Freischalt- und Informationssystem eFIS
David Röbbing, enercity AG, Hannover
Hochverfügbare private Funknetze (private LTE und 5G)
als Grundlage der Digitalisierung – Wie und warum
werden diese am Kraftwerkscampus eingesetzt?
Manfred Bürger, Nokia, Wien/Österreich
15:30 Schlusswort
Joachim von Graeve,
Uniper Technologies GmbH, Gelsenkirchen
15:40 Verabschiedungskaffee
ca. Ende der Veranstaltung
16:00
ORGANISATORISCHE HINWEISE
VERANSTALTUNGSORT
Maritim Hotel & Congress Centrum Bremen
Hollerallee 99
28215 Bremen
E­Mail: info.bre@maritim.de
L www.maritim.de/de/hotels/deutschland/
hotel­bremen/unser­hotel
KONFERENZSPRACHEN
Deutsch – Simultanübersetzung ins Englische bei Bedarf
(bitte bei der Anmeldung vermerken!)
ONLINEANMELDUNG
www.vgb.org/registration_keli.html
bis zum 3. November 2020 (Redaktionsschluss des Teilnehmerverzeichnisses,
spätere Anmeldung, auch vor Ort, möglich).
TEILNEHMERGEBÜHREN
Teilnahmegebühren
VGB­Mitglieder 890,00 €
Nichtmitglieder 1.250,00 €
Hochschule, Behörde, Ruheständler 350,00 €
Tagesticket (Mittwoch oder Donnerstag)
VGB­Mitglieder 550,00 €
Nichtmitglieder 750,00 €
ABENDVERANSTALTUNG
Am Mittwoch, 13. Mai 2020 sind die Teilnehmenden ab 19:30 in den
„Ratskeller“ eingeladen.
ONLINEANMELDUNG & INFORMATIONEN
L www.vgb.org/keli_2020.html
Kontakte: Ulrike Künstler, Tel.: +49 201 8128­206 | Ulrike Hellmich, Tel.: +49 201 8128­282 | E­Mail: vgb­keli@vgb.org
VGB PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | www.vgb.org
22

VGB PowerTech 3 l 2020
Industry News
Regionale Bedeutung
Auch für die Stadt und den Wirtschaftsstandort
Herne ist das Projekt von großer
Bedeutung: „Das ist ein Ausrufezeichen für
industrielle Arbeit und Klimaschutz in Herne.
In Zukunft versorgt eines der modernsten
und umweltfreundlichsten Gas- und
Dampfturbinenkraftwerke Europas weite
Teile des Ruhrgebiets mit klimafreundlicher
Fernwärme. In Herne gestalten die
Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter der
STEAG maßgeblich die Energiewende für
Deutschland“, sagt Hernes Oberbürgermeister
Dr. Frank Dudda.
Auch STEAG ist dem Standort Herne traditionell
verbunden. So baut das Essener
Energieunternehmen derzeit an der Herner
Forellstraße ein modernes Ausbildungszentrum
für gewerbliche Auszubildende
mit Schwerpunkt in den Bereichen
Elektro- und Servicetechnik. „Beide Projekte
– GuD wie Ausbildungszentrum –
sind wegweisende Investitionen in die Zukunft
des Wirtschaftsstandorts Ruhrgebiet
und des Unternehmens STEAG“, unterstreicht
Joachim Rumstadt.
Industry
News
Company
Announcements
ANDRITZ to supply a further
high-efficiency PowerFluid
circulating fluidized bed boiler for
a biomass power plant in Japan
(andritz) International technology group
ANDRITZ has received an order from Toyo
Engineering Corporation, Japan, to deliver
a PowerFluid circulating fluidized bed boiler
with a flue gas cleaning system. The boiler
will be part of a new biomass power
plant to be built in Gamagori in Aichi Prefecture,
Honshu Island, some 300 km
southwest of Tokyo, Japan. Commercial
operations are scheduled to begin in 2023.
The PowerFluid boiler to be supplied by
ANDRITZ features low emissions, high efficiency
and availability, as well as high fuel
flexibility. It forms an essential part of a
high-efficiency biomass power plant for
supply of green energy to the national grid.
The biomass power plant fired with wood
pellets and palm kernel shells will generate
around 50 MWel of power.
This is the eighth order in two and a half
years for supply of an ANDRITZ PowerFluid
circulating fluidized bed boiler for the
Japanese market, and it confirms AN-
DRITZ’s comprehensive expertise and acknowledged
competence in the biomass-fired,
fluidized bed boiler sector. AN-
DRITZ is one of the leading global suppliers
of power boiler technologies and systems
for generating steam and electricity from
renewable and fossil fuels, with a large
number of very successful references
worldwide. (201111015)
LL
www.andritz.com
Steinmüller Babcock erhält Auftrag
für thermische Abfallverwertungsanlage
Vantaa in Finnland
(seinmb). Die Steinmüller Babcock Environment
GmbH mit Sitz in Gummersbach
hat den Auftrag für den Bau der Waste to
Energy Anlage WtE2 in Vantaa, Finnland
erhalten. Auftraggeber ist die Vantaan
Energia Ltd, einer von Finnlands größten
Energieversorgern, deren Eigentümer zu
60% die Stadt Vantaa und zu 40% die Stadt
Helsinki ist. Die Inbetriebsetzung ist für
Anfang 2023 geplant.
Der Liefer- und Leistungsumfang umfasst
Planung und Errichtung der Kesselanlage
inklusive Steinmüller Vorschubrost und
Nebenanlagen, Fernwärmeaustauschern
sowie Stahlbau, Fassade und technischer
Gebäudeausrüstung.
Die Waste to Energy Anlage Vantaa wird
im Großraum Helsinki im Stadtgebiet der
220.000 Einwohnerstadt Vantaa errichtet,
direkt neben einer bereits existierenden
Anlage. Mit dem Bau der Anlage verfolgt
der Energieerzeuger Vantaan Energia Ltd
das Ziel, bis 2023 eine von fossilen Brennstoffen
freie Energieerzeugung im Portfolio
zu erreichen.
Durch die Nutzung der brennstoffflexiblen
Abfallverwertungstechnologie von
Steinmüller Babcock wird die Anlage nach
ihrer Inbetriebnahme einen wesentlichen
Beitrag zur Erreichung des nationalen
Recyclingziels Finnlands leisten, indem
nicht recycelbare Materialströme aus der
Recyclingindustrie in wertvolle Energie
umgewandelt werden.
Die neue Anlage hat eine Brennstoffkapazität
von 80 MWth, basierend auf einem
Kesselkonzept, das ausschließlich zur Erzeugung
von Fernwärme ausgelegt ist und
Dampfenergie bei 20 bar(a) und 210° C erzeugt.
Diese Dampfenergie erzeugt Wasser
bis zu einer Temperatur von 115 ° C, das in
das Fernwärmenetz der Region Vantaa
übertragen wird.
Eine Besonderheit bei der Errichtung ist
der begrenzte Platz im bestehenden Industriegebiet.
Die benachbarte Anlage
wird während der Errichtung kontinuierlich
in Betrieb bleiben, ebenso eine unter
der Baustelle verlaufende U-Bahnlinie.
(201101724)
LL
www.steinmueller-babcock.com
Sicher & nachhaltig –
Armaturen für anspruchsvolle
Industriebereiche
(annekce) Betreiber von Industrieanlagen,
wie Kraftwerken, chemischen Anlagen
oder Lebensmittelfabriken, benötigen Armaturen,
die nachhaltige und sichere Lösungen
gewährleisten. Alle eingesetzten
Bestandteile müssen durch eine hohe
Funktionalität und Langlebigkeit überzeugen.
Das Unternehmen Otto Annecke
GmbH ist Spezialist für den Fachgroßhandel
mit Armaturen und versorgt Kunden
aus der Industriebranche mit geprüften
Armaturen sowie Zubehör und bietet einen
umfassenden Service inklusive Reparaturmaßnahmen
an.
Die Otto Annecke GmbH mit Sitz in Mönchengladbach
beliefert seit Jahrzehnten
Kraftwerke und Kunden der Textil-, Chemie-
und Lebensmittelindustrie, des Maschinen-
und Anlagenbaus mit hochwertigen
Industriearmaturen. Das Familienunternehmen
bietet Armaturen, Rohre und
Rohrverbindungen an, die in zahlreichen
Betrieben für Gas und Wasser, sowie für
Dampf eingesetzt werden. Dabei legt das
Unternehmen besonderen Wert auf die geprüfte
Qualität aller Produkte und arbeitet
ausschließlich mit renommierten Herstellern
zusammen.
Verlässliche Lösungen
für Druck und Dampf
Industriearmaturen müssen je nach Anwendungsbereich
und bedingt durch die
unterschiedlichen Medien und Prozesse
spezifische Anforderungen erfüllen. Das
Annecke-Produktportfolio bietet ein umfangreiches
Sortiment an Armaturen für
verschiedene Industriebranchen an. Für
Dampfanlagenturbinen in Kraftwerken
oder Heizprozesse in Lebensmittelfabriken,
Energieversorgung in der Textilindustrie,
chemischen Anlagen oder Raffinerien,
hält das Unternehmen eine breite Auswahl
an Dampfarmaturen, wie Druckminderer,
Kondensatableiter, Sicherheitsventile und
Absperrventile bereit. Eine hohe Funktionalität
und Sicherheit der Armaturen haben
dabei absolute Priorität. Dies gilt auch
für alle Industriearmaturen, die im Bereich
der Druckluft Anwendung finden. Komprimierte
Luft wird unter anderem als Energieträger
für den Antrieb von Werkzeugen
oder zum Betrieb von Druckluftbremsen
eingesetzt. Annecke beliefert Kunden mit
hochwertigen Kompressoren, Kugelhähnen,
Magnetventilen und Schläuchen, die
optimal auf die Anforderungen im Druckluftbereich
abgestimmt sind. Besondere
Bedingungen gelten für Feuerlösch- und
Tankwagenarmaturen. Letztere müssen
ein sicheres und nachdichtendes System
besitzen, da sie extremen chemischen Belastungen
dauerhaft standhalten müssen.
Das Familienunternehmen bietet Armatu-
23

Industry News VGB PowerTech 3 l 2020
ren an, die sich aufgrund ihrer zuverlässigen
Eigenschaften und Widerstandsfähigkeit
in den Bereichen der stationären und
mobilen Spedition, bei Tank- und Silofahrzeugen,
Betankungsanlagen sowie in der
chemischen Industrie bewährt haben. Für
Feuerlöscharmaturen, die unter rauen Bedingungen
oder nach längeren Standzeiten
eine uneingeschränkte Funktionalität gewährleisten
müssen, gibt es passende Produkte,
die allen Ansprüchen entsprechen.
Gas- und Wasserarmaturen, Edelstahlrohre
und -verbindungen sowie Rohre aus verschiedenen
Werkstoffen wie Edelstahl,
Kupfer, PE, PVC etc. gehören ebenfalls zum
Produktangebot. Abgerundet wird das Sortiment
durch die passenden Rohr-Verbindungen,
sowie flexible Schläuche und
Kompensatoren. Annecke beliefert Kunden
mit Trinkwasser- und Lebensmittelschläuchen
und verfügt über eine große Auswahl
hochwertiger Hydraulikschläuche, die in
verschiedenen Größen und Längen verfügbar
sind. Diese Produkte finden Anwendung
sowohl im kommunalen Versorgungsbereich,
als auch in der Industrie und
im Anlagenbau. (201101729)
LL
www.annecke.de
Wärtsilä’s new 100 MW energy
storage project in South East Asia
to boost regional grid stability
(wärtsila) The technology group Wärtsilä
has signed an Engineering, Procurement
and Construction (EPC) contract for a new
100 MW/100 MWh total capacity energy
storage project in South East Asia. The
energy storage system facility, including
Wärtsilä’s GEMS, an advanced energy management
software platform, and GridSolv
solution, will be used for grid support purposes.
The order was booked with Wärtsilä
in Q4 2019. This contract comes in addition
to the similar size contract announced in
July 2019.
Wärtsilä is enabling the transition towards
a 100% renewable energy future
around the world by designing and building
flexible systems that integrate renewables,
traditional thermal assets and energy
storage. In 2018, the Association of Southeast
Asian Nations (ASEAN) committed to
meeting 23 percent of its primary energy
needs from renewables by 2025. The region
is aiming to leverage its abundant
wind and solar resources and reduce its reliance
on fossil fuels, especially as grid systems
develop and economies grow. Wärtsilä’s
new 100 MW/100 MWh energy storage
project will help provide some of the
reliability necessary to support South East
Asia’s transition to renewable energy
sources.
Wärtsilä’s GEMS platform has the ability
to react near-instantly to smooth the integration
of renewables, enabling the grid to
emerge more stable and responsive. Grid
support applications of GEMS include voltage
and frequency regulation, reactive
power support, spinning reserve, ramp rate
optimisation, renewable energy output
smoothing and energy arbitrage. GEMS
will make it possible for grid operators to
rely on renewables as baseload power.
This contract is another endorsement of
Wärtsilä’s EPC capability. Wärtsilä Energy
Business has a strong track record of delivering
more than 35 EPC projects totalling
1500 MW in the South East Asia region.
LL
www.wartsila.com
Products and
Services
EPHY-MESS Redundanter
Temperaturfühler
(ephy) Wo nicht jederzeit ein Techniker vor
Ort sein kann, wo eine Fernüberwachung/-diagnose
notwendig ist, macht der
Einsatz redundanter Sensoren Sinn. Deshalb
hat EPHY-MESS einen entsprechenden
Temperatursensor entwickelt, der zum
Beispiel in Bergbauanlagen, an Motoren
für Bagger, Transporter und Aufzügen oder
auch an (Offshore-)Windkraftanlagen bis
hin zu Seilbahnen für Überwachungssicherheit
sorgt. Überall wo Temperatur absolut
zuverlässig an exponierten Stellen zu
messen ist, bei der Ölförderung, in der petrochemischen
Industrie, in Zementwerken,
Eisenhütten oder in Pumpstationen
und Wasserkraftwerken trägt dieser Sensor
zur Messsicherheit bei. Auch in der Gebäudeautomation
gewährleistet der redundante
Sensor im Fehlerfall weiterhin eine Signalüberwachung,
bis eine Wartung möglich
ist.
Durch die Beibehaltung einer weitverbreiteten
Bauform und der Verwendung
gängiger Maße kann dieser Sensor häufig
ohne mechanische Änderungen zum Beispiel
an vorhandenen Lagern oder Getrieben
eingebaut werden.
Neu ist im Gegensatz zu üblichen
CMS-Systemen, wo ein Fehlersignal aus einer
Vielzahl von Daten herausgefunden
werden muss, ein extra Signalausgang.
Dieser bietet im Fehlerfall eine eindeutige
Anzeige. Die im Sensorkopf integrierte
Elektronik prüft zyklisch beide im gleichen
Gehäuse eingebauten Temperaturfühler
auf Funktionsfähigkeit. Bei einem Ausfall
schaltet die Elektronik auf den vorhandenen
Reservesensor. Gleichzeitig wird über
den separaten Signalausgang eine Störungsmeldung
ausgegeben. Die Verwendung
einer Stromschleife mit Ausgang
4...20 mA schließt aus, dass es sich beispielsweise
nur um eine durch externe Störeinstrahlung
verursachte Falschmeldung
handelt. Auch bei tiefen Temperaturen
werden keine Fehlfunktionen erzeugt.
Der Sensor ist mit dem Messbereich -40
bis +110°C und für Umgebungstemperaturen
von -40 bis +65°C spezifiziert. Er genügt
der Schutzklasse IP65 sowie der EMV
Richtlinie EN 61326-1:2013 und EN 61326-
2-3:2013. Darüber hinaus führt nur eine
Signalleitung zur Steuerung was eine zweite
Eingangskarte erübrigt. Bei der Auslegung
der Schwingungsfestigkeit wurden
sinusförmige Vibrationen nach EN60068-
2-6 in Anlehnung an die DNV GL-CG-0339
Richtlinie zugrunde gelegt. EPHY-MESS-berechnete
die Lebensdauer unter maximal
zulässiger Umgebungstemperatur auf mehr
als 25 Jahre! (201101758)
LL
www.ephy-mess.de
Ringspann: Reaktion auf die
Anforderungen des Marktes
• RINGSPANN erweitert Angebot an
dreiteiligen Schrumpfscheiben für hohe
Drehmomente
(ringspann) Im Bereich der reibschlüssigen
Welle-Nabe-Verbindungen gehören
Schrumpfscheiben zu den wichtigsten Antriebselementen
der Maschinen- und Anlagenbauer.
Als einer der weltweit führenden
Hersteller dieser Komponenten reagiert
RINGSPANN deshalb mit regelmäßigen
Programmerweiterungen auf die aktuellen
Anforderungen der Konstrukteure und
Entwickler. Vor wenigen Tagen erst wurden
weitere dreiteilige Schrumpfscheiben
neu mit aufgenommen in die Auswahl der
erfolgreichen Standard-Baureihe RLK 603
S. Davon profitieren beispielweise die Hersteller
der Antriebssysteme für Förderanlagen,
Rühr- und Mischwerke sowie Baumaschinen
und Windkraftwerke.
Vor knapp zwei Jahren hat RINGSPANN
zahlreiche neue Welle-Nabe-Verbindungen
in sein Gesamtprogramm integriert und
viele Baureihen auf der Basis einer neuen,
verbesserten Methode zur Reibschluss-Berechnung
in der Leistung hochgestuft. Seitdem
wurde die Auswahl an Schrumpfscheiben,
Konus-Spannelementen und
Sternscheiben stetig weiter optimiert, ergänzt
und verfeinert. Vor wenigen Tagen
nun erfolgte mit der Erweiterung der weltweit
erfolgreichen Schrumpfscheiben-Serie
RLK 603 S der nächste Lückenschluss
im Sortiment der reibschlüssigen Welle-Nabe-Verbindungen
von RINGSPANN.
„Um den steigenden Bedarf unserer Kunden
nach kompakten und preisgünstigen
dreiteiligen Schrumpfscheiben mit hohen
Leistungsdichten noch umfassender bedienen
zu können, haben wir unsere Baureihe
RLK 603 S um weitere Ausführungen in
neuen Größen und Zwischengrößen erweitert.
Damit erstreckt sich die gesamte Baureihe
nun über Wellendurchmesser von 14
bis 190 mm, womit sie die aktuellen Anforderungen
des Marktes nahezu vollumfänglich
abdeckt“, erläutert Marvin Raquet,
Produktmanager für die Welle-Nabe-Verbindungen
von RINGSPANN. Wie alle
24

VGB PowerTech 3 l 2020
Industry News
Schrumpfscheiben der Baureihe RLK 603 S
stehen auch die neuen Typen bereits mit
Beschreibungen, Datenblättern und
CAD-Modellen im Webshop des Unternehmens
zur Auswahl bereit und sind ab Lager
rasch verfügbar.
Sehr hohe Drehmomentkapazität
Bei der Schrumpfscheiben der Baureihe
RLK 603 S handelt es sich um leistungsstarke
Außenspannverbindungen zum spielfreien
Befestigen von Hohlwellen oder Naben
auf Wellen. Zu den großen Pluspunkten
dieser reibschlüssigen Verbindungen
zählen ihre sehr hohe Drehmomentkapazität
über einen Bereich von 18 Nm bis
156.700 Nm sowie ihre Kompatibilität zu
wichtigen Industrie- und Zulieferstandards
der Antriebstechnik. Montage und Einstellung
erfolgen sehr einfach über die Spannschrauben
der Schrumpfscheiben. Von der
Ausweitung der Baureihe RLK 603 S profitieren
vor allem die Konstrukteure und
Entwickler von Antriebsaggregaten für den
Einsatz in Schüttgut-Förderbandanlagen,
Rühr-, Misch- und Brechwerken, Anlagen
zur Energieerzeugung sowie Bau-, Forstund
Landmaschinen. Für viele OEMs in
diesen Branchen realisiert das Engineering
von RINGSPANN über die Standard-Schrumpfscheiben
der Baureihe RLK
603 S hinaus kurzfristig auch kunden- und
projektspezifische Varianten.
Weltweit bestens aufgestellt
Über alle 30 Baureihen hinweg bietet
RINGSPANN derzeit reibschlüssige Welle-Nabe-Verbindungen
für Drehmomente
von nur 0,16 Nm bis zu 4.225.000 Nm. Dabei
erstreckt sich das aktuelle Katalogprogramm
über alle technisch relevanten
Spielarten von Welle-Nabe-Verbindungen.
Neben den außenspannenden Schrumpfscheiben
finden sich hier innenspannende
Konus-Spannelemente, innenspannende
Sternscheiben und einzelne Sternfedern
zum Kugellager-Ausgleich sowie Spannsysteme
zum reibschlüssigen Befestigen von
Torquemotoren auf Maschinenwellen. Zu
den Highlights gehören – neben den preisgünstigen
dreiteiligen Schrumpfscheiben
der Baureihe RLK 603 S – die doppelgeschlitzten
Premium-Elemente RLK TC
(True Centering), die mit sehr hohen Zentriergenauigkeiten
punkten. Gemessen an
seiner technischen Bandbreite zählt das
aktuelle RINGSPANN-Sortiment an Welle-Nabe-Verbindungen
weltweit zu den am
besten aufgestellten Angeboten. „Es steht
exemplarisch für die Entwicklung des Unternehmens
zum internationalen One-
Stopp-Supplier für industrielle Antriebselemente“,
betont Produktmanager Marvin
Raquet.
LL
www.ringspann.com
VGB Expert Event
Digitalization in
Hydropower 2020
New event date!
www.vgb.org
10 and 11 November 2020
Graz/Austria
The 3 rd international VGB expert event
will focus on providing a comprehensive
overview of digitalization in hydropower
dealing mainly with implemented innovative
digital measures, products and tools.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Dr Mario Bachhiesl
E-Mail
vgb-digi-hpp@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-270
www.vgb.org
25
New event date!

Power News VGB PowerTech 3 l 2020
Power
News
Übertragungsnetzbetreiber stellen
Entwurf für Szenariorahmen
NEP 2035 vor
(ünb) Die Bundesnetzagentur (BNetzA)
hat den Szenariorahmenentwurf zum
Netzentwicklungsplan (NEP) 2035 (2021)
der vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)
50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW
veröffentlicht und zur öffentlichen
Diskussion darüber eingeladen.
Dazu erklären die ÜNB: Der Szenariorahmen
legt den Grundstein für die Netzentwicklungsplanung
der nächsten Jahrzehnte.
Mit dem vorliegenden Dokument liefern
wir eine substantielle Diskussionsgrundlage,
wie die Stromerzeugungs- und -nachfragestruktur
in den Jahren 2035 und 2040
aussehen könnte. Wir freuen uns auf einen
konstruktiven Austausch mit Politik und
Öffentlichkeit im Rahmen der BNetzA-Konsultation,
dessen Ergebnis dann breit anerkannte
Annahmen zur Planung eines bedarfsgerechten
und sicheren Strom-Übertragungsnetzes
sein werden.
Als ÜNB tragen wir zum Gelingen der
Energiewende und dem Erreichen der Klimaschutzziele
bei. Unser aktueller Szenariorahmenentwurf
zeigt auf, dass der
Stromsektor eine zentrale Rolle bei der Erreichung
der Klimaschutzziele spielt und
dass dies an einen deutlichen Ausbau der
erneuerbaren Energien gekoppelt sein
wird. Der vorliegende Szenariorahmenentwurf
sieht in allen Szenarien einen im Vergleich
zu heute steigenden Stromverbrauch
vor. Dieser ergibt sich aus der zunehmenden
Elektrifizierung im Wärme- und Verkehrssektor
und aus dem zu erwartenden
Einstieg in Power-to-X-Technologien. Auch
Dekarbonisierungsmaßnahmen im Industriesektor
und der durch die Digitalisierung
bedingte Mehrbedarf an IT-Rechenleistungen
tragen dazu bei.
In allen Szenarien werden sowohl der gesetzlich
beschlossene Kernenergieausstieg
bis Ende 2022 als auch der geplante Ausstieg
aus der Kohleverstromung bis spätestens
2038 berücksichtigt. Zwei Szenarien
sehen bereits für das Jahr 2035 einen abgeschlossenen
Kohleausstieg vor.
In Summe wird für das Jahr 2035 eine
installierte Leistung erneuerbarer Stromerzeugung
zwischen 235 und 276 GW
angenommen (2018: 116 GW). Der Anteil
erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch
würde dann zwischen 73 und
77 Prozent erreicht haben, bei einem geschätzten
Bruttostromverbrauch von 638
bis 729 TWh (2018: 595 TWh). Als zentrale
Faktoren zur Beeinflussung des Netzentwicklungsbedarfs
sehen wir die zukünftige
regionale Verteilung sowohl auf der Erzeugungs-
als auch auf der Verbrauchsseite.
Auch das Einsatzverhalten von Stromerzeugern
und -verbrauchern sowie die Nutzungsintensität
von Strom im Zuge der
Sektorenkopplung ist entscheidend.
(201101739)
LL
www.netzentwicklungsplan.de
The Countries Most at Risk of Cyber-Crime in Europe.
26

VGB PowerTech 3 l 2020
Power News
RANKED: The European countries
most at risk of cyber-crime
(specto) The severity of cyber-breaches has become
more and more intense in recent years. As a result,
security experts at Specops Software sought to find
out which (Western) European countries are the
most cyber-insecure for citizens.
To find out, Specops Software calculated which
country is most likely to encounter cyber-crimes by
analysing the percentage of cloud provider attacks
on Azure and the monthly percentage of machines
that encountered cryptocurrency mining, malware
and ransomware.
Overall
The results show the Netherlands is the most vulnerable
European country to cyber-crime, with the
highest rate of cybercrime. This could be due to the
large number of cloud provider incoming attacks
(16.28%) to Microsoft Azure in their country.
Next is Bulgaria, who have experienced 17.55%
incoming attacks/encounters. In third place is Belarus
(10.83%), followed by Ukraine (10.35%) and
Bosnia and Herzegovina (7.06%).
The United Kingdom rank 17th, due to a high number
of cloud related attacks, in comparison to other
European countries.
Ireland are ranked as the least vulnerable country
in Europe, where they had the lowest cybercrime
encounter rate in every category, except cloud provider
attacks – where there is 0.36% recorded incoming
attacks on Azure, detected by Azure’s Security
Centre.
Cloud attack encounters
The Netherlands received the highest number of
cloud provider incoming attacks, with data stating
that 16.28% of Azure accounts have faced breaches.
They are followed closely by Bulgaria (11.68%).
Other countries among the highest cloud attack
encounters include France (2.73%), United Kingdom
(2.02%) and Finland (1.72%).
Cryptocurrency encounters
On average, Belarus has the highest number of
cryptocurrency mining encounters every month,
with 0.42% of machines recording the issue.
Next is Ukraine (0.33%), Bosnia and Herzegovina
(0.25%) and Bulgaria (0.17%).
The least vulnerable country is Ireland, where only
0.01% of machines encountered cryptocurrency
mining.
The United Kingdom, Norway, Denmark, Switzerland,
Sweden, Finland, Austria, Germany and Netherlands
are second least likely to encounter cryptocurrency
mining, as only 0.02% of machines in each
country had.
Malware encounters
Belarus has the most malware encounters in Europe,
with 10.17% of machines in the country encountering
them each month on average.
In second place is Ukraine (9.57%), followed by
Bosnia (6.76%), Romania (5.92%) and Bulgaria
(5.66%).
VGB Fachtagung
DAMPFERZEUGER,
INDUSTRIE- UND HEIZ-
KRAFTWERKE 2020
MIT FACHAUSSTELLUNG
23. bis 25. November 2020
Papenburg
Um die aktuellen und zukünftigen
energiepolitischen Anforderungen mit
den bestmöglichen technologischen
Entwicklungen zu begleiten, stellt die
VGB-Fachtagung „Dampferzeuger,
Industrie- und Heizkraftwerke & BHKW“
im Jahr 2020 neben den Themen
| Flexibilisierung,
| Speichertechnologien und
| geänderte Gesetzgebung im
Zusammenhang mit den zukünftigen
Grenzwerten und technische Umsetzung
die „Energietechniken der Zukunft –
Wechsel von Kohle zu Energien der Zukunft“
in den Fokus.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Barbara Bochynski
E-Mail
vgb-dihkw@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-205
www.vgb.org
27
Neuer Termin!

Power News VGB PowerTech 3 l 2020
The country with the least malware encounters
is Ireland, where only 0.7% of
machines in the country encountered malware
each month on average.
Finland (1.27%), Norway (1.33%), Netherlands
(1.33%) and Denmark (1.35%) are
among the countries least vulnerable to
malware encounters.
Ransomware encounters
0.09% of machines in Ukraine encountered
malware on average every month,
making them the most insecure country to
malware encounters in Europe.
Belarus are second most vulnerable, with
0.06% of machines encountering malware,
followed by Bosnia (0.05%), Romania,
Bulgaria, Hungary, Latvia, Greece and Croatia
(0.04%).
Ireland, United Kingdom, France, Germany,
Sweden, Switzerland, Denmark, Netherlands,
Norway and Finland encountered
the smallest number of ransomware
threats, with only 0.01% of machines facing
them each month.
With the risk of cyber-crime high in many
European countries, Aimée Ravacon from
Specops Software has suggested three distinct
tips to reduce your risk of attacks:
• „1. Stop re-using passwords. When you
reuse your passwords, you are opening
yourself up to cyber-crime since
attackers use your login information
from one site to target another site.
• 2. Use multi-factor authentication.
Many online services now offer multifactor
authentication, but too few
people are taking advantage of this
extra security layer. This simple step just
takes a minute but can protect you from
falling victim.
• 3. Don’t click on strange links. Phishing
emails are designed to look real and can
even appear to come from people you
know. But clicking on links in a phishing
email can open a backdoor for an
attacker.“ (201101733)
Full story at: https://specopssoft.com/
blog/european-countries-cyber-crime/
LL
www.specopssoft.com
Review of carbon markets in 2019
• Record high value of carbon markets in
2019
• Total value of global carbon markets
grew 34 percent in 2019, reaching €194
billion based on our assessment of
traded volume and carbon prices across
the world. That marks a third
consecutive year of record growth and
almost five times the value in 2017. All
major carbon markets saw prices rising
on current or expected tightening
market rules.
• Record strong prices in the European
Emissions Trading System (EU ETS),
which makes up almost 80 percent of
global traded volume, was the main
reason behind the growth in value. The
average carbon price in the EU ETS was
€25/t last year, up €9/t compared to 2018.
• The main driver for this increase was
the Market Stability Reserve that came
into effect in January 2019, withholding
a significant amount of allowances and
tightening the supply side. The Green
Deal proposals of the new European
Commission, and talk of reopening the
2030 emission reduction target, also
lent support. Higher carbon prices made
gas power plants more competitive
against coal in Europe, and helped
reduce emissions.
• Globally, the total traded volume of
allowances declined some 4 percent in
2019 after jumping 45 percent in 2018.
• The two North American carbon
markets (WCI and RGGI) both saw an
increase in traded volume and overall
value from 2018, with their combined
value growing 74 percent to €22 billion.
Prices increased on expectations of
tighter credit supply in 2021 when both
markets enter new phase with more
ambitious caps.
• China’s national ETS will start in 2020,
initially covering the power sector with
the ambition to expand to other sectors.
In the nine Chinese pilot emission
trading systems, about 93 million
allowances changed hands in 2019 –
significantly more than the 78 million
total volume of 2018. The total value of
the combined pilots reached €272
million, 40 percent higher year-on-year.
This report presents Refinitiv’s assessment
of the world’s major carbon markets
in 2019. The aim is to show the main market
trends and policy developments in
global emission trading systems, and areas
where such systems are emerging. We
collect data from official sources (most
notably carbon trading platforms such as
ICE, EEX, KRX, and the Chinese carbon
exchanges) and estimate the size of bilateral
(overthe-counter) transactions. This
gives us an estimate of the actual volume
traded.
It covers the main regions in which there
are existing or emerging emission markets:
Europe (the EU ETS), North America
(the WCI and RGGI, emerging market in
Mexico), China (regional pilot ETS,
emerging national ETS), South Korea
(KETS), New Zealand and global transactions
in the CDM market as well as developments
toward the future international
offset market for aviation emissions. In
order to facilitate easy trend comparisons,
we attempt to minimise changes in the report’s
scope from one year to another.
However, sometimes we do need to update
the selection of market segments, to
ensure that the analysis reflects the markets
that are currently important – either
because of actual trading, or because of
anticipation of future trading. This means
that some markets that used to be important
are no longer covered, e.g. the Joint
Implementation mechanism whose offset
Review of carbon markets in 2019
28

VGB PowerTech 3 l 2020
Power News
units (ERUs) are no longer eligible in the
EU ETS, or Kazakhstan’s ETS (minimal
trading activity in 2019).
We do not include trading in so-called
voluntary (non-compliance) markets targeting
individual consumers and companies
(e.g. for offsetting carbon footprint of
flights). We do include volumes from the
UNFCCC platform for voluntary cancellation
of CERs. For trades not documented
on a trading platform, we multiply volumes
with (average) prices at the time of transaction,
which gives us an assessment of the
overall value of the respective market.
Note that our numbers have often varied
significantly from other slightly similar
analyses that seek to assess the size and/or
geographical scope of carbon pricing systems.
Most important among these is the
World Bank’s annual mapping. The World
Bank looks primarily at the size of covered
emissions in the various systems (issued
volumes of allowances), not the traded volumes.
This approach tends to show a much
lower volume than in our assessment,
which takes into account the fact that allowance
and offset units typically change
hands more than once during a year.
The carbon team at Refinitiv (formerly
Point Carbon/Thomson Reuters) has published
annual assessments of global carbon
markets since 2006. These publications
have consistently served as a reference in
the world of carbon trading.
This report has been co-authored by the
following team of analysts: Jon Berntsen,
Anders Nordeng, Aje Singh Rihel, Hæge
Fjellheim, Lisa Zelljadt, Cathy Liao and Maria
Kolos.
The full report is available on the website.
(201101747)
LL
www.refinitiv.com
EWI-Studie: Prüfung des
Strommarktdesigns notwendig,
um Versorgungssicherheit zu
gewährleisten
(ewi) Es ist fragwürdig, ob das aktuelle
Strommarktdesign das heutige Niveau an
Versorgungssicherheit künftig noch garantieren
kann. Denn der Rückgang der konventionellen
Erzeugung, bei gleichzeitigem
Ausbau dargebotsabhängiger erneuerbarer
Energien, stellt den Markt vor
Herausforderungen. Zu diesem Ergebnis
kommt das Energiewirtschaftliche Institut
an der Universität zu Köln (EWI) in einer
neuen Studie im Auftrag des Zukunft Erdgas
e.V. Das EWI diskutiert darin, vor welche
Herausforderungen das aktuelle
Strommarktdesign zur Gewährleistung der
langfristigen Versorgungssicherheit gestellt
wird.
Durch den Ausbau der erneuerbaren
Energien, den Ausstieg aus der Kernenergie
sowie die Einführung verschiedener
(Netz-)Reserveinstrumente sind die konventionellen
Erzeugungskapazitäten in
den letzten Jahren zurückgegangen. Aufgrund
der Pläne für einen beschleunigten
Kohleausstieg sowie der aktuell kaum absehbaren
Investitionen in neue Kapazitäten
ist zu erwarten, dass sich dieser Trend
fortsetzen wird. Voraussichtlich wird im
Vergleich zum Jahr 2019 bis 2023 ca. 17
GW weniger Kapazität, bis zum Jahr 2030
sogar ca. 28 GW weniger Kapazität an Kohle-
und Kernenergie zur Verfügung stehen.
„Zugleich stehen die verbleibenden konventionellen
Kraftwerke vor der Herausforderung,
auch bei mehr volatiler EE-Einspeisung
bereitzustehen, um Schwankungen
auszugleichen“, sagt Dr. Simon
Schulte, Manager am EWI, der die Studie
gemeinsam mit David Schlund und Amelie
Sitzmann geschrieben hat. „Und das, obwohl
sie nur in wenigen Stunden im Jahr
eingesetzt werden, und dadurch auch nur
wenige Stunden Zeit haben, sich zu refinanzieren.“
Dass zur Gewährleistung der
Versorgungssicherheit in wind- und sonnenarmen
Stunden zusätzliche regelbare
Leistung erforderlich sein wird, ist unumstritten,
auch wenn sich die Höhe des Bedarfs
von Studie zu Studie unterscheidet.
Preisspitzen wären wichtig, um
Investitionsanreize zu setzen
Das aktuelle deutsche Strommarktdesign
steht somit vor mehreren Herausforderungen.
Eine Herausforderung bezieht sich auf
Knappheitssituationen. Im aktuellen
Marktdesign wird Strom auf Grundlage eines
sog. Energy-Only-Marktes gehandelt.
Der Preis bildet sich jeweils auf Basis der
kurzfristigen variablen Kosten der Stromerzeuger.
Ist die Erzeugung knapp, sind
die Preise kurzfristig sehr hoch. In Knappheitssituationen,
in denen alle verfügbaren
Kraftwerke im Einsatz sind, können sich
Preise oberhalb der Grenzkosten der letzten
Erzeugungseinheit einstellen.
„Diese Preisspitzen sind grundsätzlich
wichtig, damit auch Spitzenlastkraftwerke
ihre Kapitalkosten finanzieren können“, sagt
Schulte. „Außerdem können häufig auftretende
Preisspitzen Anreiz für Erzeuger sein,
in neue Kapazitäten zu investieren.“
Für eine effiziente Preisbildung ist es darüber
hinaus wichtig, dass Verbraucher*innen
weniger Strom nachfragen (können),
wenn der Preis steigt (ausreichende Preiselastizität).
Ist das nicht der Fall, können
eigentlich effiziente Knappheitspreise
nicht entstehen. In der Folge kann es kurzfristig
zu unerwünschten Abschaltungen
von (Industrie-)Verbrauchern kommen,
die ggf. mit hohen volkswirtschaftlichen
Kosten einhergehen. Langfristig können
diese fehlenden Preisspitzen dann dazu
führen, dass Investitionssignale nicht ausreichend
zustande kommen.
Kapazitätsreserve oder Kapazitätsmarkt?
Grundsätzlich stellt sich die Frage, welches
Niveau an Versorgungssicherheit gesellschaftlich
erwünscht bzw. volkswirtschaftlich
optimal ist. Hier müssen die potentiellen
volkswirtschaftlichen Kosten für
den Aufwand zur Aufrechterhaltung dieses
Niveaus gegen den potentiellen Schaden
durch Abschaltungen von Verbraucher*innen
gegeneinander abgewogen werden.
Um ein hohes Niveau an Versorgungssicherheit
zu gewährleisten, sind verschiedene
Maßnahmen möglich. Das EWI diskutiert
im Rahmen der Studie verschiedene
bereits bestehende Konzepte. Sie unterscheiden
sich hauptsächlich darin, ob vorgehaltene
Kapazitätsmengen außerhalb
des Marktes vergütet werden (ähnlich wie
die bereits bestehende Kapazitätsreserve),
oder ob zusätzlich zur Vergütung am bereits
bestehenden Energy-Only-Markt vorgehaltene
Kapazitäten leistungsbezogen
vergütet werden („Kapazitätsmarkt“).
Die Autor*innen sind der Meinung, dass
die veränderten Rahmenbedingungen,
etwa der Kohleausstieg oder der anvisierte
zusätzliche volatile EE-Anteil, eine Neubewertung
des aktuellen Strommarktdesigns
erfordern. Es stellt sich die Frage, ob das
bestehende Strommarktdesign ausreicht,
oder ob eine leistungsbezogene Vergütung
von Kapazität eine sinnvolle Ergänzung
darstellen könnte. Zur Beantwortung der
Frage bedarf es allerdings einer fundamentalen
Modellierung und Analyse.
Die vollständige Studie ist als Download
auf den Webseiten des EWI verfügbar.
LL
www.ewi.uni-koeln.de
29

Power News VGB PowerTech 3 l 2020
Events in brief
Vielfältige Einsatzpotentiale von
Wasserstoff in der Lausitz
(lausitz) Wasserstoff bietet die Möglichkeit,
den Energiebedarf in der Lausitz bereits
bis 2030 signifikant zu dekarbonisieren.
Das ist eines der Ergebnisse einer Studie,
die das Fraunhofer-Institut für
Werkzeugmaschinen und Umformtechnik
IWU anlässlich der Lausitzer Energiefachtagung
am DEKRA Lausitzring vorgestellt
hat. Unter Betrachtung aller potentiellen
Wasserstoffverbraucher könnte bis 2030
der Gesamtbedarf an Wasserstoff in der
Wirtschaftsregion Lausitz auf ca. 160.000
Tonnen pro Jahr ansteigen.
Im Auftrag der Wirtschaftsregion Lausitz
(WRL) hat das Fraunhofer IWU untersucht,
in welchem Maße aus erneuerbarem
Strom gewonnener, sogenannter grüner
Wasserstoff fossile Energieträger in der
Lausitz ersetzen kann. Während in den Bereichen
Gebäude und Industrie Wasserstoff
sukzessive fossiles Erdgas ersetzen
kann, bieten sich im Verkehrssektor zahlreiche
Optionen wie z.B. Wasserstoff-
Brennstoffzellenantriebe oder synthetische
Kraftstoffe für Verbrennungsmotoren
an. Für das Jahr 2030 geht die Studie u.a.
von einem Anteil von 5 % Brennstoffzellen-PKW,
32, 5% Brennstoffzellen-Bussen
und einem 20 %-Anteil Wasserstoff im Erdgasnetz
aus. Um diese Bedarfspotentiale
von ca. 160.000 Tonnen pro Jahr 2030 zu
erreichen, wäre eine installierte Elektrolyseleistung
von über 1500 MW erforderlich.
Wie Heiko Jahn, Geschäftsführer der WRL,
mitteilte, wird die Studie zeitnah von der
WRL veröffentlicht.
Dass diese Überlegungen weit mehr sind
als bloße Theorie, zeigte das sehr große
Interesse an der Lausitzer Energiefachtagung
und den dort vorgestellten Praxisbeispielen.
Neben den Energieministern der
Länder Brandenburg und Sachsen, Prof.
Dr. Jörg Steinbach und Wolfram Günther,
die auf die strategische Bedeutung der
Wasserstoffwirtschaft speziell für die
Strukturwandelregionen verwiesen, nahm
auch Elisabeth Winkelmeier-Becker, Parlamentarische
Staatssekretärin beim Bundeswirtschaftsminister,
teil. Sie verwies
auf die Nationale Wasserstoffstrategie, die
aktuell in der Bundesregierung abgestimmt
wird.
Über 330 Gäste nutzten die Tagung, um
einen umfassenden Überblick über die Initiativen
und Projekte zu erhalten, die bereits
heute die Wasserstoffwirtschaft in der
Lausitz entwickeln. Es nahmen auch Fachleute
aus Polen und Tschechien teil. Die
Hoffnung der Veranstalter ist es, dass die
Wasserstoff-/Brennstoffzellentechnologie
Basis für enge grenzüberschreitende Kooperationen
in den Strukturwandelregionen
sein wird.
Zitate der Organisatoren
Jens Krause, Stellvertretender Hauptgeschäftsführer
der IHK Cottbus und Sprecher
des Wasserstoffnetzwerkes Lausitz
(https://durchatmen.org): „Das Thema
Wasserstoff hat das Potenzial, eines der
wichtigsten technologischen Aushängeschilder
der Lausitz zu werden. Die Herstellung
von Wasserstoff aus grünem Strom
durch Wind und Sonne, der Einsatz von
Wasserstoff als umweltfreundlicher Treibstoff
für Busse, Autos, Lastwagen und Flugzeuge
bis hin zur Komponentenproduktion
für die Wasserstoff-Brennstoffzellenfertigung
– all das soll künftig Realität in der
Strukturwandelregion Lausitz werden.
Jetzt liegt es an der Bundespolitik, die regulatorischen
Rahmenbedingungen so anzupassen,
dass Wasserstoff eine wirkliche
Chance als grüner Energieträger der Zukunft
bekommt“.
Prof. Dr. Hans-Joachim Krautz, CEBra
e.V. (www.cebra-cottbus.de): „Vor über 10
Jahren wurden durch die damalige Brandenburgische
Technische Universität Cottbus
(BTU), gemeinsam mit dem CEBra e.V.
/ CEBra GmbH und der Enertrag AG die
Grundlagen der Wasserstofftechnik in der
Lausitz bzw. im Land Brandenburg geschaffen.
Schwerpunkte waren die Entwicklung
des Wasserstoffzentrums am
Lehrstuhl Kraftwerkstechnik der BTU und
der Bau der Wasserstoff-Hybridkraftwerkes
im uckermärkischen Prenzlau. Heute
ist Wasserstoff unbestritten eine der Zukunftstechnologien
und wir arbeiten in der
brandenburgischen und sächsischen Lausitz
gemeinsam an einer neuen wasserstoffbasierten
Kraftwerksgeneration, die
auch eine enge Kopplung mit dem Verkehrssektor
umfasst.“
Dr. Ing. Sebastian Schmidt, Projektleiter
der Potentialstudie am Fraunhofer IWU
(www.iwu.fraunhofer.de): Das Fraunhofer
IWU mit Standorten u.a. in Chemnitz,
Dresden sowie Zittau und Görlitz betreibt
im Bereich der H2-Technologien und -systeme
anwendungsnahe Forschung und
Entwicklung für innovative Lösungen der
gesamten Wertschöpfungskette und dabei
insbesondere für zukunftsweisende Produktionsmöglichkeiten.
Dr. Schmidt sagte
am Rande der Veranstaltung: „Die große
Resonanz bei Industrie und Politik an dieser
Veranstaltung zeigt, welche hohen Erwartungen
es an Wasserstofftechnologien
gibt. Am Fraunhofer IWU sind wir vom Potenzial
dieser Technologien überzeugt.
Deshalb haben wir unsere Kräfte in einer
speziellen Task-Force zum Thema Wasserstoff
gebündelt, mit der wir beispielsweise
die Forschung und Entwicklung zukunftsweisender
Produktionsverfahren für
Brennstoffzellenantriebe vorantreiben.
Zudem wollen wir zu einem positiven
Strukturwandel in der Wirtschafts- und
Energieregion Lausitz beitragen, so dass
schlussendlich damit neue und attraktive
Arbeitsplätze in Industrie, Handwerk und
Dienstleistung entstehen.“
Lukas Rohleder, Geschäftsführer von
Energy Saxony (www.energy-saxony.net)
Energy Saxony, das Energiecluster für
Sachsen, entwickelt im Rahmen des Innovationsclusters
HZwo Nutzungsmöglichkeiten
für grünen Wasserstoff in Sachsen.
Der Geschäftsführer des Netzwerks, Lukas
Rohleder, sagte aus Anlass der Tagung:
„Das Innovationscluster HZwo ist die sächsische
Kompetenzstelle Wasserstoff- und
Brennstoffzellentechnologie. Wir unterstützen
die Automobilzulieferer bei der
Hinwendung zum Brennstoffzellenantrieb
und entwickeln bereits jetzt die Wasserstoffanwendungen,
welche die Konzeptstudie
beschreibt. Wir stehen als Partner für
jeden zur Verfügung, der die Potentiale dieser
Zukunftstechnologie nutzen möchte.“
LL
www.energy-saxony.net
Fachverband Anlagenbau Energie.
Umwelt. Prozessindustrie.
• FDBR-Seminare: Know how aus der
Praxis – für die Praxis:
(fdbr) Aufgrund der aktuell besonderen
Situation sind alle ursprünglich geplanten
Seminare als Präsensseminare bis auf weiteres
storniert.
Die inhaltliche Vorbereitung der Veranstaltungen
läuft unverändert weiter. Sobald
es möglich und vertretbar erscheint,
wird der FDBR zu Präsensseminaren mit
neuen Terminen einladen.
Einzelne geeignete Inhalte werden in Kooperation
mit den Referenten als Webinare
anbieten.
Dazu wird per Mail und auf der Website
informiert.
LL
www.fdbr.de
MSR-Spezialmesse
Leverkusen abgesagt
(meorga) Die Bundeskanzlerin und die Regierungschefinnen
und Regierungschefs
der Länder fassen am 15. April 2020 folgenden
Beschluss:
9. Großveranstaltungen spielen in der Infektionsdynamik
eine große Rolle, deshalb
bleiben diese mindestens bis zum 31. August
2020 untersagt.
Deshalb kann die MSR-Spezialmesse Leverkusen
am 19. August 2020 in der Leverkusener
Ostermann Arena nicht stattfinden.
Einen Ersatztermin für das Messejahr
2020 gibt es nicht, da die Situation wegen
der Coronakrise derzeit schwer abschätzbar
ist.
Das Wohl unserer Besucher und Aussteller
steht für uns an oberster Stelle. Große
Veranstaltungen können allerdings dazu
beitragen, das Virus-CoV-2 schneller zu
verbreiten.
30

VGB PowerTech 3 l 2020
Power News
Wir übernehmen Verantwortung und
müssen eine Gefährdung verhindern.
Wir bedauern es sehr, dass wir die Messe
nicht stattfinden lassen können, sind uns
jedoch sicher, dass Sie dafür Verständnis
haben werden in Anbetracht der momentanen
Situation in Bezug auf die Corona Ausbreitung
in Deutschland und der Welt.
Wir wünschen Ihnen Alles Gute, bleiben
Sie gesund, sodass wir uns hoffentlich bald
auf der nächsten MEORGA Messe wiedersehen.
Aktuelle Informationen zu dem MSR-Spezialmesssen
der MEORGA finden Sie auf
den Webseiten. (201101719)
LL
www.meorga.de
T.A. Cook Events
• T|A|C Events ist der
Veranstaltungsbereich von T.A. Cook.
Seit über zwei Jahrzehnten veranstaltet
T|A|C Event sehr erfolgreich Konferenzen
und Seminare für Führungskräfte zu einem
breiten Themenspektrum, u.a. Instandhaltung
und Asset Management, Energie und
Ver-/Entsorgung, Projektmanagement, IT
und Technologie sowie SAP-spezifische
Themen. Um den Teilnehmern die Möglichkeit
zu geben, ihr Umfeld zukunftssicher
zu gestalten, bringen wir sie mit den
Visionären, Innovationsführern und erfolgreichen
Praktikern aus einem passenden
Umfeld zusammen – so können sie
moderne Ansätze, neue Strategien und die
aktuellsten Innovationen diskutieren. Die
Veranstaltungen verbinden aktuelles Fachwissen
und Business Know-how mit dem
gegenseitigen Austausch zwischen Experten
und Praktikern – und bieten so ein unvergessliches
Erlebnis und ein dauerhaftes
Netzwerk.
Aktuelle Informationen von T|A|C
Events finden Sie auf den Webseiten.
(201101723)
LL
www.tacevents.com
VGB Workshop
ÖL IM KRAFTWERK
Verfahrenstechnik Turbinenbetrieb mit
Schwerpunktthema Ölsystem und
Reinigung, Schwingungsanalyse
während des Dampfturbinenbetriebes
Neuer Termin!
www.vgb.org
10. und 11. November 2020
Bedburg
Oftmals treten nach Revisionen Fehler auf.
Ziel des Workshops ist es, den Teilnehmern
Möglichkeiten einer Analyse zu
Schwingungsereignissen – verursacht durch
Ausrichtungsfehler, Lagergeometrien und
Ölqualität – aufzuzeigen.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Diana Ringhoff
E-Mail
vgb-oil-pp@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-321
www.vgb.org
31
Neuer Termin!

Personalien VGB PowerTech 3 l 2020
Personalien
Holger Becker als kaufmännischer
Vorstand im Amt bestätigt
(gkm) Der Aufsichtsrat der Grosskraftwerk
Mannheim AG (GKM) hat iHolger Becker
in seinem Amt als kaufmännischer Vorstand
der Gesellschaft bestätigt und seinen
Vertrag für weitere 5 Jahre verlängert.
Holger Becker, der seit April 2017 Teil
der GKM-Doppelspitze ist, steht dem
Mannheimer Energieunternehmen somit
weiterhin als kaufmännischer Vorstand
zur Verfügung. Mit der Wiederbestellung
verantwortet der erfahrene Energieexperte
zusammen mit Gerard Uytdewillligen,
dem technischen Vorstand, in den kommenden
Jahren die Neuausrichtung des
Mannheimer Kraftwerkstandortes. „Wir
stehen durch den geplanten Kohleausstieg
vor sehr großen Herausforderungen. Ich
werde mich auch in meiner zweiten Amtszeit
mit ganzer Kraft für die Zukunft des
GKM und seiner Belegschaft einsetzen.“,
erklärt Becker nach seiner Wiederwahl.
(201101731)
LL
www.gkm.de
engie: End of Isabelle Kocher’s
mandate – Appointment of a
transition management team
(engie) ENGIE’s Board of Directors met on
February 24, 2020. It validated the approval
by Isabelle Kocher of the proposal that
was made to her to terminate her Chief Executive
Officer mandate before the end of
her tenure scheduled in May 2020. For the
sake of consistency, Isabelle Kocher also
resigned from her Director’s mandate with
in ENGIE’s Board.
Information relating to the financial conditions
of the termination of Isabelle’s
Kocher functions will be made public according
to the applicable regulation and to
the recommendations of the corporate governance
code AFEP-MEDEF to which EN-
GIE is referring. Notably, it will be a related-party
agreement which will be submitted
for approval during the next ENGIE
General Meeting.
Isabelle Kocher stated: “I highlight the
commitment and the courage of the
170.000 employees of the Group. I want to
thank them personally for each and every
moment I spent with them, especially those
shared during these last four years. Thanks
to them, ENGIE is a recognized global player
in the zero-carbon transition. By going
back to sustainable growth, ENGIE is not
only healthy from an economic point of
view, but ENGIE is also a landmark for a
more modern, a more committed corporate
model. I am deeply convinced that
only a strong action to fight global warming
and more generally to combat a model
that massively overconsumes natural resources
and lets inequalities develop, can
respond to the concerns of future generations,
who are calling for change. I thank
the Board of Directors for its support. I
wish good luck to the new management
team who will be taking over and I ask all
ENGIE’s employees to remain fully mobilized
with the same level of energy and
commitment. I have always considered myself
to be one of the links of a long chain
during the eighteen years I spent within
the Group, and I know its future is bright,
without a doubt. I therefore leave ENGIE
absolutely serene, and with an immense
emotion.”
Jean-Pierre Clamadieu stated: “On behalf
of the Board of Directors and Group employees,
I would like to highlight the work
performed by Isabelle Kocher as Chief Executive
Officer of ENGIE. Since 2016, Isabelle
has led the Group on a path of
far-reaching transformation on which she
embarked our teams and our stakeholders.
Beyond the exit from coal-fired generation
and exploration and production activities,
she managed to position the Group on a
sustainable growth trajectory based on energy
transition, initiating a rapid development
in renewable energies and the structuring
of our services activities to make it
one of the Group’s growth drivers.”
In order to ensure this transition, the
Board also decided to appoint with immediate
effect Claire Waysand, General Secretary,
as Chief Executive Officer, as part of a
collective management team together with
Paulo Almirante, EVP and Chief Operating
Officer and Judith Hartmann, EVP and
Chief Financial Officer. The Board has
asked Jean-Pierre Clamadieu to support
the transition management team in order
to ensure the success of this period.
(201111055)
LL
www.engie.com
FIND & GET FOUND! POWERJOBS.VGB.ORG
ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP
JOBS IM INTERNET | WWW.VGB.ORG
32

VGB PowerTech 3 l 2020
SAVE THE DATE
VGB-KONGRESS 2020
100 JAHRE VGB
ESSEN, DEUTSCHLAND
9. UND 10. SEPTEMBER 2020
Personalien
Information zur Teilnahme:
Ines Moors
Tel.: +49 201 8128-274
E-Mail: vgb-congress@vgb.org
Information zur Fachausstellung:
Angela Langen
Tel.: +49 201 8128-310
E-Mail: angela.langen@vgb.org
www.vgb.org
l Aktuelles und spannendes rund um die Energieversorgung.
l 100 Jahre VGB. Die zukünftigen Herausforderungen und ihre Lösungen.
l Profitieren auch Sie von Expertise und Austausch mit der Community.
Photos ©: Grand Hall
33

Wasserstoff als Energieträger der Zukunft? VGB PowerTech 3 l 2020
Wasserstoff als Energieträger
der Zukunft?
Gerald Kinger
Abstract
Hydrogen as energy-carrier of the future?
With “power-to-gas” technology, electricity is
stored in chemical molecules. The first step in
this technology is usually the electrolysis of water
to produce green hydrogen, which can be
used in different sectors, e.g. for green mobility,
as energy storage or directly in industrial applications.
Hydrogen plays an important role in
the Austrian energy and climate strategy.
As part of the “wind-to-hydrogen” research project,
the application of mobility and an admixture
of hydrogen to natural gas were tested in a
100 kW pilot plant in Austria. The electricity
required for the electrolysis was provided by
wind turbines. Results were subjected to a technical,
ecological and economic evaluation. It
was shown that the hydrogen production costs
depend heavily on the hours of operation and
the legal framework. The “power-to-gas” technology
is not a cheap option to avoid CO 2 emissions,
but it offers unique solutions, especially
for seasonal energy storage using the existing
natural gas storage infrastructure. At present it
is hardly possible to develop economically viable
business models for “power-to-gas” technologies
without subsidies, and although mature
technology is partially available, there are still
open questions.
l
Autor
Dipl.-Ing. Dr. Gerald Kinger
EVN Wärmekraftwerke GmbH
EVN Platz
Maria Enzersdorf, Österreich
Bei der „power-to-gas“ Technologie wird
Strom in chemischen Energieträgern gespeichert;
der erste Schritt dieser Technologie ist
normalerweise die Elektrolyse von Wasser
zur Erzeugung von grünem Wasserstoff. Dieser
kann in verschiedenen Sektoren eingesetzt
werden, z.B. für grüne Mobilität, als
Energiespeicher oder direkt in industriellen
Anwendungen. In der österreichischen Energie-
und Klimastrategie nimmt Wasserstoff
eine wichtige Rolle ein.
Im Rahmen des Forschungsprojekts „windto-hydrogen“
wurden in einer 100 kW Pilotanlage
am österreichischen Standort Auersthal
die Anwendungsbereiche Mobilität
und Zumischung des Wasserstoffs zu Erdgas
praktisch erprobt. Der für die Elektrolyse benötigte
Strom wurde aus Windkraftanlagen
bereitgestellt. Die Ergebnisse wurden einer
technischen, ökologischen und ökonomischen
Bewertung unterzogen. Es zeigte sich,
dass die Wasserstoffgestehungskosten stark
von den Einsatzstunden und rechtlichen
Rahmenbedingungen abhängen. Die „powerto-gas“
Technologie ist keine billige Option,
um CO 2 -Emissionen zu vermeiden, bietet
aber auch einzigartige Lösungsansätze, insbesondere
bei der saisonalen Energiespeicherung
mit der vorhandenen Erdgasspeicherinfrastruktur.
Derzeit ist es ohne Förderungen
kaum möglich wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle
für „power-to-gas“ Technologien
zu entwickeln, und obwohl teilweise bereits
ausgereifte Technologie vorliegt, gibt es
noch offene Fragen.
Einleitung
Im Juni 2018 wurde Österreichs Energiestrategie
mit dem Namen „#mission2030“
[1] veröffentlicht. Diese gibt für Österreich
ab dem Jahr 2030 das Ziel einer rein erneuerbaren
Stromproduktion vor. Genauer gesagt,
soll ab dem Jahr 2030 zumindest
gleich viel erneuerbarer Strom in Österreich
produziert werden, als im selben Jahr
verbraucht wird. Im aktuellen Regierungsprogramm
[2] wird das 100-%-Ziel genauer
definiert und für den notwendigen Zubau
an erneuerbaren Erzeugungskapazitäten
wird der Wert von rund 27 TWh
genannt. Gemäß dem Regierungsübereinkommen
soll die zusätzliche Erzeugungskapazität
vor allem durch Photovoltaik-
(rund 11 TWh) und Windkraftanlagen
(rund 10 TWh) bereitgestellt werden.
Die Erzeugung aus Windkraft oder Photovoltaikanlagen
unterliegt technologiebedingt
den vorliegenden Witterungsbedingungen.
Für den weiteren Ausbau ist eine
gelungene Integration in das Energiesystem
eine Grundvoraussetzung. Ein wesentlicher
Baustein dieser Integration sind saisonale
Stromspeicher, die den überschüssigen
Strom aus Photovoltaikanlagen im
Sommer zwischenspeichern können und
im Winter den erhöhten Bedarf abdecken
können. Für das Jahr 2030 ergibt sich ein
enormer saisonaler Speicherbedarf. Die
einzige langfristige Speichertechnologie
die so großes Potential bietet, ist die Umwandlung
von Strom zu Wasserstoff bzw.
in einem weiteren Schritt zu Methan (engl.
„Power-to-gas“). Das so erzeugte erneuerbare
Gas kann in das bestehende Erdgasnetz
eingespeist und gespeichert werden.
Die monatliche Verteilung der Stromproduktion
wurde in einer Studie des österreichischen
Übertragungsnetzbetreibers
(Austria Power Grid, APG) untersucht [3].
B i l d 1 zeigt in monatlicher Auflösung die
Summen der stündlichen Stromüberschüsse
und -fehlmengen und der für 2030 modellierten
Stromerzeugung im Vergleich
zur Stromnachfrage (berechnet für ein
„durchschnittliches Wetterjahr“). Die roten
Balken zeigen die Summe der stündlichen
Fehlmengen erneuerbarer Erzeugung (insbesondere
in den Wintermonaten), die
blauen Balken weisen Überschüsse (im
Sommer) aus. Für die Deckung der Lücke
stehen prinzipiell Biomasseanlagen, flexible
Gaskraftwerke, Energiespeicher (z.B.
Speicherwasserkraftwerke oder „Power-togas“)
sowie Stromimporte zur Verfügung.
Aufgrund der zunehmenden Bedeutung
der „Power-to-gas“ Technologie wurden
in den letzten Jahren weltweit verstärkte
Anstrengungen unternommen, diese Technologie
weiter zu entwickeln. Die EVN
hat erste Studien und Forschungsprojekte
zu diesem Themenkreis schon vor mehr
als zehn Jahren gestartet und ist auch aktuell
in mehreren „Power-to-gas“ Projekten
aktiv.
Das Projekt „wind-to-hydrogen“
Die österreichischen Firmen OMV, Fronius
und EVN haben 2014 gemeinsam mit den
Forschungseinrichtungen Hydrogen Center
Austria (HyCentA) und Energieinstitut
34

VGB PowerTech 3 l 2020
Wasserstoff als Energieträger der Zukunft?
Kumulierte Residuallast in TWh
5
4
3
2
1
0
-1
-2
an der Johann-Keppler-Universität Linz
das Projekt „wind-to-hydrogen“ gestartet.
Im Rahmen des Projekts wurde eine „Power-to-gas“
Pilotanlage am Standort Auersthal
in Niederösterreich errichtet und
betrieben (Anlage siehe B i l d 2 ).
Herzstück dieser Anlage war ein Hochdruck-Elektrolyseur
der Firma Fronius, der
Elektrolyseur arbeitete mit der „Proton Exchange
Membrane“ Technik. Ein Vorteil
des eingesetzten Elektrolyseurs war, dass
Wasserstoff ohne mechanische Kompression,
bei einem Druck von bis zu 163 bar erzeugt
werden konnte (Fotos der Elektrolyseure
siehe B i l d 3 ). Der in der Pilotanlage
eingesetzte Elektrolyseur bestand aus
12 Modulen, wobei jedes Modul bis zu
Fehlmengen von Wind, PV und Laufwasser
Überschüsse von Wind, PV und Laufwasser
Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez
Bild 1. Erneuerbare Erzeugung in Österreich im Jahr 2030 im Vergleich zu der erwarteten
Residuallast (Quelle: APG).
Bild 2. Foto der „wind-to-hydrogen“ Pilotanlage in Auersthal.
Bild 3. Foto der Elektrolyseure, am Bild links sieht man 4 Module, in der Mitte einen PEM-Elektrolyse-Stack,
rechts ein Foto mit allen 12 Modulen, Wasseraufbereitung und Trocknung.
1,2 Nm 3 /h Wasserstoff erzeugen konnte.
Im Labor konnten sogar Prototypen entwickelt
und getestet werden, die – ohne mechanischen
Kompressor – einen Ausgangsdruck
von bis zu 350 bar erreichten. Der
Strom für den Betrieb der Elektrolyseure
kam aus Windkraftanlagen der EVN. Der in
den Stacks der Elektrolysemodule produzierte
grüne Wasserstoff war mit Wasserdampf
gesättigt und hatte eine Temperatur
von 50 °C bis maximal 80 °C. Für die Anwendung
als Treibstoff oder für die Zumischung
zum Erdgas musste das Gas weiter
aufbereitet werden. Dabei wurde der Wasserstoff
über ein Kältetrocknungssystem
auf einen Taupunkt von 3 °C vorgetrocknet
und in einer nachgeschalteten Feintrocknungsanlage
auf einen Taupunkt von unter
-40 °C getrocknet.
Für Wasserstoffanwendungen in Brennstoffzellen
liegt gemäß internationalen
Normen (ISO 14687-2, SAE J2719) der
Grenzwert für den maximal erlaubten Wassergehalt
bei 5 ppm. Damit ergibt sich für
den Feuchtegehalt bei 163 bar ein Taupunkt
von maximal -22 °C und bei 350 bar
von max. -15 °C.
Der Wirkungsgrad der Elektrolyse Module
war sehr stark von der Betriebsweise der
Gesamtanlage abhängig und lag bei etwa
46 % bis 60 % (gerechnet aus Realdaten).
Rechnet man mit allen peripheren Anlagenteilen,
so verringert sich der real erreichbare
Wirkungsgrad auf Werte von rund 55 %.
Bei diesen Werten aus den Realdaten der
Pilotanlage muss man berücksichtigen,
dass es sich hierbei um Daten aus einem
Versuchsbetrieb handelt. Es gibt also entsprechendes
Potenzial für etwaige Optimierungen
und somit Steigerung der Anlagenperformance
für großtechnische Anlagen.
Grüner Wasserstoff aus der „wind-to-hydrogen“
Anlage kann für verschiedene Anwendungen
genutzt werden. Im Rahmen
der Versuche wurden zwei Aspekte untersucht,
zum einen die Anwendung von Wasserstoff
als Treibstoff für Brennstoffzellen-
Fahrzeuge und zum zweiten Wasserstoff
als chemischer Energiespeicher. Der erste
Anwendungsfall soll hier nicht weiter erörtert
werden.
Bei der Verwendung von Wasserstoff als
chemischer Energiespeicher ist die Frage
der Zumischung des Wasserstoffs in das
Erdgas entscheidend. In Österreich gibt die
Richtlinie 31 der Österreichischen Vereinigung
für das Gas- und Wasserfach (ÖVGW)
die derzeit am Einspeisepunkt gültigen
verbindlich einzuhaltenden Grenzen vor;
demnach ist eine Einspeisung bis zu 4 vol%
Wasserstoff regelkonform. Bei Erdgastankstellen
(CNG Tankstellen) – diese beziehen
das Erdgas aus dem Erdgasnetz- sind hingegen
derzeit in Österreich nur 2 Vol%
Wasserstoff zulässig.
Der erzeugte Wasserstoff konnte einerseits
direkt eingespeist werden, aber auch mit
163 bar in handelsüblichen Flaschenbündeln
zwischengespeichert werden. Zusätzlich
stand noch ein Flaschenbündel mit einem
Fülldruck von 200 bar zur Verfügung;
die Druckerhöhung wurde mit Hilfe eines
Kompressors bewerkstelligt. Somit konnte
ein größeres Puffervolumen für die Entkopplung
der fluktuierenden Wasserstoffproduktion
und -einspeisung erreicht werden.
Prinzipiell standen so drei Wege zur
Verfügung den Wasserstoff in die Erdgasleitung
einzuspeisen: (1) direkt aus der
Zuleitung von der Elektrolyse, (2) aus dem
Zwischenspeicher (163 bar) oder (3) durch
Rückspeisung aus den Flaschenbündeln
(200 bar) erfolgen. Das Mischungsverhältnis
Wasserstoff zu Erdgas wurde über ein
durchflussgesteuertes Regelventil in der
Leitwarte eingestellt. Im Versuchsbetrieb
35

Wasserstoff als Energieträger der Zukunft? VGB PowerTech 3 l 2020
Bild 4. Foto der Erdgasentnahmeleitung (links)
und Einspeiseleitung (rechts); über die
Einspeiseleitung wurde das Gemisch
aus Wasserstoff und Erdgas in die
Gasleitung eingebracht.
wurden für die Mischung Werte bis zu
10 vol% Wasserstoff eingestellt; in der
Hochdruck-Gasleitung der Gas Connect
Austria (GCA) lag der Wert weit unter
4 vol%. Die vorgegebenen und geregelten
Gasmengen wurden in einem statischen
Mischer zusammengeführt, wodurch eine
homogene Verteilung beider Komponenten
erreicht wurde. Mittels eines online
Gaschromatographen wurde der Wasserstoffanteil
kontrolliert.
Die „wind-to-hydrogen“ Anlage war durch
eine 2-Zoll-Leitung mit den Hochdruck-
Erdgasleitungen der GCA verbunden (siehe
Bild 4). In der Erdgas-Zuleitung zu der
Anlage lag der Druck bei rund 60 bar, in
der Ableitung (Erdgas und Wasserstoff) betrug
der Druck rund 40 bar. Diese Druckdifferenz
war notwendig, um einen genügend
großen Durchfluss zu erzeugen, der
gesamte Gas-Durchfluss betrug in der Regel
rund 400 Nm 3 /h. Sowohl die Zu- als
auch die Ableitung war mit einem Hauptabsperrhahn
versehen, um im Notfall die
Gaszufuhr manuell stoppen zu können.
Im Laufe des Versuchsbetriebs der Anlage
wurden 200.250 Liter Wasser verbraucht,
über alle Module fielen kumuliert 40.400
Betriebsstunden an, dabei wurden kumuliert
7.398 Start/Stopp-Zyklen gefahren. Die
Gesamtmenge an produziertem und eingespeistem
Wasserstoff betrug 4.610 kg, das
entspricht 51.200 Nm 3 bzw. 181 MWh Wasserstoff
(bezogen auf den oberen Heizwert)
Ökonomische Analyse
Im Zuge des Projekts „wind-to-hydrogen“
wurde eine technoökonomische Analyse
zentraler Aspekte des Produktionsprozesses
von grünem Wasserstoff untersucht.
Dabei wurden folgende Faktoren berücksichtigt:
(1) Investitionskosten von „windto-hydrogen“
Anlagen inklusive zukünftiger
Kostenentwicklung auf Basis von Lernkurven-Effekten;
(2) benötigter erneuerbarer
Strom (Kosten und Mengen) bei unterschiedlichen
Betriebsweisen; (3) Stromnetztarife
und sonstige Abgaben.
Ziel der Betrachtungen war eine umfassende
Quantifizierung der Gestehungskosten
für den grünen Wasserstoff bei unterschiedlichen
Betriebsweisen. Für den grünen Wasserstoff
ergeben sich prinzipiell verschiedene
Marktchancen, zum einen in der Sektorkopplung,
wo der Wasserstoff für die
Industrie und den Mobilitätsbereich eingesetzt
werden kann, andererseits als chemischer
Energiespeicher. Beim Einsatz von
Wasserstoff als Energiespeicher sind verschiedene
Betriebsweise des Elektrolyseurs
denkbar z.B. die Bereitstellung von Regelreserve,
die direkte Kopplung der Anlage an
einen Windpark, die Nutzung von Elektrizitäts-„Überschüssen“
im Netz oder Kombinationen
verschiedener Betriebsweisen.
Bei den Untersuchungen konnte eine deutliche
Korrelation zwischen Betriebsstunden
und Wasserstoffgestehungskosten gezeigt
werden. Basisjahr für die hier angegebenen
Ergebnisse ist das Jahr 2030; bei rund
8.500 jährlichen Betriebsstunden und einer
Kombination von verschiedenen Betriebsweisen
können Wasserstoffgestehungskosten
von rund 3 bis 4 EUR/kg, das entspricht
90 bis 120 EUR/MWh erreicht werden. Bei
einer geringeren Anzahl von rund 4.000 bis
4.500 Betriebsstunden steigen die Wasserstoffgestehungskosten
auf 8 bis 10 EUR/kg,
das entspricht 240 bis 300 EUR/MWh.
Setzt man die Betriebsstunden noch geringer
an z.B. bei direkter Nutzung von Strom
aus Windkraftanlagen so erhöhen sich die
Wasserstoffgestehungskosten deutlich.
Aus den Wasserstoffgestehungskosten
kann man CO 2 -Vermeidungskosten berechnen.
Setzt man für die Energiemenge
aus Wasserstoff die CO 2 -Emissionen von
Erdgas an (197 kg CO 2 pro MWh) und dividiert
die Gestehungskosten durch den so
berechneten Emissionswert, so ergibt sich
für die CO 2 -Vermeidungskosten ein Bereich
von 460 bis zu 1.500 EUR pro vermiedener
Tonne CO 2 . Man erkennt sofort, dass
es nicht billig ist, mit der „power-to-gas“
Technologie CO 2 zu vermeiden. Allerdings
sind die Kosten von vielen legislativen
Randbedingungen wie z.B. CO 2 -Preis, CO 2 -
Steuer, Förderungen, verpflichtende Quoten
für grünes Gas, etc. abhängig. Glaubt
man den verschiedenen Energiestrategien
die in Europa derzeit gerade erarbeitet
wurden, so werden genau die genannten
Randbedingungen künftig so gestaltet,
dass erneuerbares Gas durchaus eine interessante
Option im europäischen Energiemix
werden kann.
Neben den betriebswirtschaftlichen Untersuchungen
wurden auch die volkswirtschaftlichen
Aspekte analysiert. Dabei wurde
die makroökonomische Auswirkung der
Implementierung und des Betriebs von
„wind-to-hydrogen“ Anlagen auf die österreichische
Volkswirtschaft untersucht und
bewertet.
Wasserstoff als Energieträger mit
Zukunft?
Wie schon kurz erläutert stellt die „powerto-gas“
Technologie eine relativ teure Speichertechnologie
dar; dabei werden die
Wasserstoffgestehungskosten durch die
Investitionen, den Wirkungsgrad und den
Strompreis bestimmt. Erneuerbares Gas,
wie z.B. grüner Wasserstoff sind in den
letzten Jahren vermehrt Gegenstand der
öffentlichen und politischen Diskussionen.
Hier fallen auf den ersten Blick Parallelen
zu den Anfängen der Windkraft und Photovoltaik
auf, auch in diesem Fall wurden
Grundbedingungen (insbesondere durch
staatliche Förderungen) so geändert, dass
diese Technologien großflächig eingesetzt
wurden und künftig sogar als Basis der
Stromerzeugung gesehen werden.
„Power-to-gas“ Technologien sind zwar
nicht billig, sie bieten aber auch Vorteile, so
kann die bestehende Gasinfrastruktur (Leitungen,
Speicher, usw.) weiter genutzt
werden. Die gut ausgebaute Gasspeicherinfrastruktur
in Österreich hätte heute
schon genügend Kapazität für die saisonale
Speicherung. Man darf also gespannt
sein, wie sich die Grundbedingungen unter
denen man „power-to-gas“ Technologien
betrachtet ändern.
In Österreich wurde mit der Energievorzeigeregion
„Wasserstoffinitiative Power and
Gas Austria“ (WIVA P&G) eine Plattform
gegründet, in der die drei Segmente (1)
Grüne Energie, (2) grüne Industrie und (3)
grüne Mobilität im Zentrum stehen. Der
eigens gegründete Forschungsverein WIVA
P&G koordiniert und realisiert die Vorzeigeregion
mit einer Österreich-weiten und
international sichtbaren Struktur. Die Vorzeigeregion
weist eine multidisziplinäre
Innovationsstruktur auf, demonstriert und
erprobt intelligente Systemlösungen im
Realbetrieb und stellt für die NutzerInnen
anwendbare Systeme bereit. Die EVN ist
Gründungsmitglied des Vereins und engagiert
sich aktiv bei innovativen Forschungsvorhaben.
So wollen wir sicherstellen, dass
wir den richtigen Zeitpunkt erkennen,
„power-to-gas“ Technologien in unser Portfolio
aufzunehmen.
Der vorliegende Artikel basiert auf der Präsentation,
die der Autor am 5. September
2019 im Rahmen des VGB Kongress „Innovation
in Power Generation“ in Salzburg
gehalten hat.
Im Jahr 2017 wurde das Projekt „wind-tohydrogen“
mit dem Energy Globe Award
Styria prämiert. Das Projekt wurde mit
Mitteln des österreichischen Klima- und
Energiefonds des Bundes (FFG-Projektnummer
843920) unterstützt.
Literatur und Quellenangaben
[1] https://mission2030.info/wp-content/uploads/2018/10/Klima-Energiestrategie.pdf
[2] https://gruene.at/themen/demokratie-verfassung/regierungsuebereinkommen-tuerkis-gruen/regierungsuebereinkommen.pdf
[3] https://www.apg.at/api/sitecore/pro-
jectmedia/download?id=caef2413-1b20-
4a28-9275-210552152e4b
Alle abgerufen 2019/2020
l
36

VGB PowerTech 3 l 2020
How can combustion-related problems impact water/steam quality?
How can combustion-related problems
impact water/steam quality?
Monika Nielsen and Folmer Fogh
Kurzfassung
Wie können verbrennungsbedingte
Probleme die Wasser-/Dampfqualität
beeinträchtigen?
Zur Optimierung der Fernwärmeproduktion
hat Ørsted drei Kraftwerke mit Rauchgaskondensation
ausgestattet, darunter die beiden
neuen Biomassekessel (Blöcke 401 und 402) im
Kraftwerk Skærbæk. In der Rauchgaskondensation
wird der Wasserdampf im Rauchgas kondensiert.
Durch Abkühlung des Rauchgases
unter seinen Taupunkt, kondensiert Wasserdampf
aus dem Rauchgase. Die Kondensationswärme
wird freigesetzt und gelangt dann in das
Fernwärmesystem, wo das Kondensat im
Waschkondensator gesammelt wird.
Bei der erstmaligen Wiederverwendung des
Rauchgaskondensats traten im Wasserdampfkreislauf
Probleme auf, bedingt durch hohe
TOC-Werte im Rauchgaskondensat. Um mehr
über den TOC im Rauchgaskondensat zu erfahren,
wurde ein Online-TOC-Analysator installiert.
Ein Zusammenhang zwischen der Verbrennung
im Kessel und den TOC-Werten im
Rauchgaskondensat wurde schnell erkannt.
Immer wenn die Kessel an- beziehungsweise abgeschaltet
wurden oder mit geringer Last liefen,
war der CO-Wert im Rauchgas sehr hoch, was
zu hohen TOC-Werten im Rauchgaskondensat
führte.
Eine Lösung für die Vermeidung hoher TOC-
Werte bestand darin, die Verbrennungsprobleme
im Ofen bei niedriger und vorübergehender
Belastung zu lösen. Während der Revision
im Sommer 2019 wurde die Anlage optimiert
und die TOC-Werte sind jetzt bei stationärem
und instationärem Betrieb sehr niedrig. Hohe
TOC-Werte treten jetzt nur noch beim An- und
Abfahren der Kessel auf.
l
Authors
Monika Nielsen
Lead Chemistry Specialist, BSc
Folmer Fogh
Lead Chemistry Specialist, MSc, PhD
Process Chemistry
Ørsted Markets & Bioenergy
Skærbæk Denmark
Ørsted Markets & Bioenergy is a utility company
in Denmark whose core business is electricity
and heat generation from power
plants. Ørsted’s new strategy states that we
aim to be coal free by 2023, and through the
last decade we have been converting our coalfired
power plants into biomass power plants
and building new biomass-fired boilers.
To optimise the district heat production, we
have installed flue gas condensation on three
of our power plants, including the two new
biomass-fired boilers (Units 401 and 402) at
Skærbæk Power Plant. In the flue gas condensation
unit, the water vapour in the flue
gas is condensed. By cooling the flue gas below
its dew point, its water vapor content is
condensed. The condensation heat is released
and then enters the district heating system
where the condensate is collected in the
scrubbing condenser.
The flue gas condensate produced at the
Skærbæk boilers 401 and 402 (30 m 3 /hr at
max load per boiler) is either reused or discharged
to the sewer. Before this can happen,
the flue gas condensate must be treated in
several water treatment steps (MF, UF, RO
and IEX).
When the flue gas condensate was reused for
the first time, problems arose in the water
steam circuit which originated in high TOC
values in the flue gas condensate. To find out
more about the TOC in the flue gas condensate,
an online TOC analyser was installed. A
connection between the combustion in the
furnace and the TOC levels in the flue gas
condensate was quickly established. Whenever
the boilers were starting/stopping or
running on low load, the CO value in the flue
gas was very high, resulting in equally high
TOC values in the flue gas condensate.
It was investigated why the many steps in the
water treatment plant were unable to remove
the TOC, and it was found that the organics
in the flue gas condensate were different from
the organics in potable water. The organics in
flue gas condensate are mostly LMW neutrals
and can therefore not be removed in either
RO or IEX.
A solution to the high levels of TOC has been
to solve the combustion problems in the furnace
at low and transient load. During the
overhaul in the summer 2019, this was optimised,
and the TOC levels are now very low
during stable and transient operation. High
TOC levels are now only experienced during
start-up and shutdown of the boilers.
Introduction
Ørsted Markets & Bioenergy is a utility
company in Denmark whose core business
is electricity and heat generation from
power plants. We operate nine central
power plants in Denmark, generating
about one third of the district heat consumed
in Denmark and one quarter of all
the electricity generated in the country.
The power plants use a variety of fuels:
coal, oil, gas, straw, wood chips and wood
pellets.
Ørsted’s new strategy states that we aim to
be coal free by 2023, and through the last
decade we have been converting our coalfired
power plants into biomass power
plants and building new biomass-fired
boilers. By 2023, the last few coal-fired
units will be shut down, and we will be coal
free. Apart from the coal-free journey, the
power market in Denmark has also
changed, due to the acceleration of renewable
energy production (wind power). The
demand for more flexible and efficient
power plants continues to increase, and the
main product has changed from being electricity
to being district heat. To optimise
the district heat production, we have installed
flue gas condensation on three of
our power plants, including the two new
biomass-fired boilers (Units 401 and 402)
at Skærbæk Power Plant (SKV).
Skærbæk power plant
Skærbæk Power Plant consists of one older
unit, SKV Unit 3, which is gas-fired through
a USC 1 boiler, and in 2017 we commissioned
two new biomass-fired drum boilers,
SKV Unit 401 and Unit 402. The nominal
load case for one biomass-fired unit is
shown in Ta b l e 1 , and it shows that the
boiler output is 135 MW th for each unit,
and the condenser output in each flue gas
condenser unit is another 29 MW of district
heat. The flue gas condensation gives
around 30 m 3 of flue gas condensate (FGC)
per unit, which must be treated before either
reuse or discharging to the sewer.
1
Ultra-supercritical
37

How can combustion-related problems impact water/steam quality? VGB PowerTech 3 l 2020
Tab. 1. Skærbæk Power Plant (SKV) Unit
40-Nominal load case (one unit).
Nominal load case
(one unit)
Unit
Value
Boiler output MWth 135
Flue gas
QUENCH
Purge
Wood chip moisture w/w 49%
O 2 in flue gas v/vdry 4,6%
Flue gas temperature °C 136
District heat temperature °C 45
CONDENSER
District heat
Reuse
District heat flow m³/h 2254
Condenser output MW 29
Condensate flow m³/h 29,5
RO#1
Collectively, the two biomass-fired boilers
are called SKV40. SKV40 consists of two
identical drum boilers, boiler 401 and boiler
402. The boilers have a shared condensate
and feed water system and delivers
steam to a shared steam line, leading to a
shared bypass heat exchanger for district
heat production. As to condensate polishing,
there is only mechanical filtration after
the bypass heat exchanger. The overall layout
of the SKV40 system is seen in F i g -
u r e 1 . The SKV40 system is also coupled
to the older SKV3 unit and can deliver biosteam
to the steam turbine and district heat
exchangers. During the situations mentioned
in this article, the SKV3 turbine was
not yet in operation on bio-steam, but only
the SKV40 by-pass heat exchanger.
401 Bypass
402
exchanger
FW
Mechanical
filtration
Fig. 1. Skærbæk Power Plant, Unit 401/402.
The SKV40 boilers are running on AVT 2
with NH3 in the feed water, steam and condensate
system, and on CT 3 with NaOH in
the boiler water. We perform chemical
measurements in the following places:
––
Makeup water: specific conductivity,
SiO 2
––
Feed water: specific and acid conductivity,
O 2 , SiO 2
––
Boiler water: specific and acid conductivity,
SiO 2
––
Saturated steam: Na +
––
HP steam: specific and acid conductivity,
SiO 2
––
Condensate: specific and acid conductivity
2
All Volatile Treatment
3
Caustic Treatment
CO 2
scavenger
We strive to reach a steam turbine steam
quality of acid conductivity < 0,2 µS/cm,
Na < 2 µg/l and SiO 2 < 20 µg/l.
Flue gas condensation and
condensate treatment
MT
Fig. 2. Skærbæk Power Plant – Flue gas condensation and condensate treatment.
UF
RO#2
RO#3
Units 401 and 402 are both equipped with a
flue gas condensation unit followed by a water
treatment plant treating the FGC. In the
flue gas condensation unit, the water vapour
in the flue gas is condensed. By cooling
the flue gas below its dew point, its water
vapour content is condensed. The condensation
heat is released and then enters the
district heating system where the condensate
is collected in the scrubbing condenser.
Before reaching the condenser, the flue gas
is sprayed with water in a quench stage
+
where most of the NH 4 and other contaminants
are trapped in the quench water. A
purge stream from the quench is led back to
the boiler combustion stage. The flue gas
condensation quench and condenser stages
are shown on F i g u r e 2 , green square.
After the condensation, a lot of water is collected
in the condenser. At SKV40, a total
of 30 m 3 /h of condensate at full load on
one boiler is led to the condensate treatment
plant, see F i g u r e 2 , red square.
The water treatment plant consists of the
following cleaning stages:
––
CO 2 scavenger
––
Micro-filtration (MF)
––
Ultra-filtration (UF)
––
Reverse Osmosis (RO)
––
Selective ion exchange (Selective IEX)
(only used when discharging FGC to the
sewer).
After the RO, the FGC can be led either to
the reuse tank for make-up water production,
or through the Selective IEX, where
any remaining Hg is removed from the condensate,
before being discharged into the
sewer.
The FGC after the RO is of very good quality,
as the condensate is approx. 30 times
purer than potable water. At Skærbæk
Power Plant, we normally use potable water
as raw water for the make-up water production,
with a conductivity of around
600 µS/cm. The FGC after RO has a conductivity
of around 20 µS/cm, and if the
FGC can be reused for make-up water production,
it will result in a much larger capacity
of the demin water production lines
(traditional ion exchange-based (IEX)) and
essentially lower chemical cost due to fewer
regenerations of the IEX.
Reuse of flue gas condensate
The two biomass-fired boilers SKV401 and
SKV402 were commissioned in the autumn
of 2017, and after approx six months,
the flue gas condensation and boilers
were in stable operation, and it was decided
to start reusing the FGC. On 26 February
2018, the first FGC was sent to the
demin water plant to produce make-up
water. On the evening of 26 February,
the new make-up water was sent to boiler
401, and almost immediately the acid conductivities
started rising in the entire system,
as shown in F i g u r e 3 . The operating
personnel started draining from the
boiler, trying to get the chemistry back on
track. They failed, as the more they
drained, the more make-up water was
needed, and the acid conductivities kept
rising.
On 28 February, water samples were taken
from the system for analysis of cations, ani-
IK
Sewer
38

VGB PowerTech 3 l 2020
How can combustion-related problems impact water/steam quality?
Fig. 3. SKV401, Acid conductivity trend during reuse of FGC.
HP steam flow [kg/s]
HP steam – Acid
conductivity [µS/m]
Feed water – Acid
conductivity [µS/m]
resulting in high TOC in the FGC. Due to
the design of the condensate water treatment
plant, a lot of condensate is recirculated
to the condenser, resulting in a
very long delay in getting the TOC levels
down again after the CO values are back
to normal. This means that a delay of approx.
five hours is needed between CO levels
being back to normal and TOC levels
becoming low enough for the FGC to be reused.
Surprisingly, the condensate water treatment
plant was not able to remove the TOC
from the condensate, and it was not possible
to remove it by IEX in the demin plant either.
To find out why this was the case, sam-
Tab. 1. Water analysis from 28 February 2018 during high levels of acid conductivity.
Parameter F- Cl- SO 4 2 - CH 3 COO- HCOO- NO 3 - PO 4 3 - Na + Ca 2+ TOC
SKV401
28/2-2018
µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l
Makeup Water < 1 < 1 < 1 < 3 8 7 < 1 < 1 < 1 1130
Condensate < 1 < 1 < 1 68 7 < 1 < 1 < 1 < 1 372
Feed Water < 1 < 1 < 1 63 6 < 1 < 1 < 1 < 1 371
Boiler Water < 1 5 16 77 < 3 < 1 28 < 1 < 1 216
Sat. Steam < 1 < 1 < 1 62 21 < 1 1 < 1 < 1 367
HP Steam < 1 < 1 < 1 70 8 < 1 < 1 < 1 < 1 325
ons and TOC 4 . The results shown in Ta -
b l e 2 clearly indicate that the problem
originated with the make-up water, as the
TOC content was sky high (> 1,000 µg/l).
No other contaminants were present, e.g.
chloride or sulphate. The normal values of
TOC in make-up water at Skærbæk Power
Plant is around 90 µg/l, so values above
1,000 µg/l is very abnormal. The only
change introduced in the make-up water
production was the change of the raw water
source from potable water to FGC, indicating
that the FGC was the source of the
contamination. To get the chemistry back
on track, potable water was again made
the source for the make-up water production,
and the drain valves on the boiler
were shut, so that the organics could be
decomposed fully to CO 2 in the boiler and
eventually vented out in the feed water
tank.
TOC in flue gas condensate
To find out more about the TOC in the FGC,
samples from the FGC after RO were taken
a couple of times during March 2018. The
results showed very different TOC contents
(see Ta b l e 3 ), and the question arose
whether the combustion in the furnace
was the reason for the fluctuating TOC values.
Looking at the CO values in the flue
gas gave some indication of that being
the case. At the two sampling times
(20 March and 27 March), the CO levels
in the flue gas in boiler 402 in particular
4
Total Organic Carbon
SKV401 – HP steam flow [kg/s]
SKV401 – CO in flue gas [mg/Nm 3 ]
SKV402 – HP steam flow [kg/s]
SKV402 – CO in flue gas [mg/Nm 3 ]
20-03-2018
TOC in FGC = 182 µg/l
Fig. 4. SKV401/402 – CO in flue gas.
Tab. 3. TOC in FGC by grab sample.
FGC after RO
TOC
20-03-2018 182 µg/l
27-03-2018 5980 µg/l
were very different and could be the cause
of the high TOC values in the FGC (See
Figure 4).
To perform a more thoroughly investigation
into this observation, an online
TOC analyser was installed on the FGC after
the RO sample line. A connection between
the CO in the flue gas and the TOC
in the FGC was quickly seen, and very
high values (> 5,000 µg/l) of TOC were
measured (see F i g u r e 5 ). As soon as the
boilers were starting/stopping or running
on low load, the CO in the flue gas
exceeded values above 1,000 mg/Nm 3 ,
27-03-2018
TOC in FGC = 5980 µg/l
ples were taken from the following sample
points to be used for LC-OCD 5 analysis:
––
Potable Water
––
Raw Flue Gas Condensate (condenser
outlet)
––
UF Filtrate/RO Feed
––
After RO.
The analysis results (F i g u r e 6 ) showed
that there is a big difference between potable
water and the FGC with respect to TOC.
The potable water consists mostly of Building
Blocks and Humic Acids, which are
compounds easily removed in the demin
water plant by IEX. The FGC, on the other
hand, consists almost entirely of LMW 6
neutrals, and in the raw condensate were
5
Liquid Chromatography – Organic Carbon Detection
6
Caustic Treatment
39

Ground water
Raw flue gas
condensate
UF filtrate/RO
feed
After RO
How can combustion-related problems impact water/steam quality? VGB PowerTech 3 l 2020
TOC in µg/l
12,000
8,000
4,000
0
TOC [µg/l] SKV401_CO [mg/Nm 3 dry at 6% O 2 ] SKV402_CO [mg/Nm 3 dry at 6% O 2 ]
Fig. 5. TOC in FGC after RO and CO in flue gas
ppb
600
500
400
300
200
100
0
Building blocks
Humic acids
KMW acids
LMW neutrals
Fig. 6. LC-OCD analysis.
Start-up boiler 402
Shut-down boiler 401
also found LMW Acids. It seems that the
LMW Acids are removed in the UF, but the
LMW neutrals molecules are so small that
Start-up boiler 401
Fig. 7. TOC in FGC and CO in flue gas after optimising of the combustion.
8,000
3,000
2,000
1,000
SKV401 – HP steam flow [kg/s]
SKV401 – CO in flue gas [mg/Nm 3 ]
SKV402 – HP steam flow [kg/s]
SKV402 – CO in flue gas [mg/Nm 3 ]
SKV40 – TOC in FGC aft. RO [µg/l]
it is not possible to remove them in the RO,
and because of the neutrality, it not possible
to remove them in the IEX units either.
0
CO in mg/Nm 3 dry at 6 % O 2
Solutions to the TOC problems
The solution to the TOC problems is to first
solve the combustion problems in the furnace,
thereby reducing the CO in the flue
gas. During the overhaul in the summer
2019, the combustion was optimised and,
at the same time, the TOC analyser was
hooked up to the DCS. This means that the
reuse of the condensate is now controlled
using the TOC measurement. The
optimisation of the combustion has resulted
in very low CO values during stable
and transient load, and now it is only during
start-up/shutdown that the CO, and
thereby the TOC, values go up, making
reuse of the condensate impossible (see
Figure 7).
A solution to the high levels of TOC during
start-up could be to install a water treatment
unit that removes the LMW neutrals.
No technology has yet been developed
for this purpose, but technologies
such as activated carbon filter or UV light
are being considered, if the necessity
should arise.
Conclusions and summary
There is a great potential in the reuse of
FGC at Skærbæk Power Plant. The reuse
will result in lower costs of raw water and
longer runtime on the demin water plant,
and thereby a reduction in the number of
regenerations per year and thus a reduction
in the overall chemical costs.
But problems arose in the water steam circuit
when starting the reuse of the condensate,
and the problem originated with the
high TOC values in the FGC. An online TOC
analyser was installed on the sample line
after the RO in the FGC treatment plant,
and a connection between the combustion
in the furnace and the TOC levels in the
FGC was quickly established. Whenever
the boilers were starting/stopping
or running on low load, the CO values in
the flue gas were very high, resulting in
equally high TOC values in the flue gas condensate.
It was investigated why the many steps in
the water treatment plant (MF, UF, RO and
IEX) were unable to remove the TOC, and
it was found that the organics in the FGC
were different from the organics in potable
water. The organics in FGC are mostly
LMW neutrals and can therefore not be removed
in either RO or IEX.
A solution to the high levels of TOC has
been to solve the combustion problems in
the furnace at low and transient load. During
the overhaul in the summer 2019, this
was optimised, and the TOC levels are now
very low during stable and transient operation.
High TOC levels are now only experiences
during start-up and shutdown of the
boilers.
l
40

VGB PowerTech 3 l 2020
Hot functional tests – Passivation of a primary circuit of the Mochovce nuclear power plant
Hot Functional Tests – passivation of a
primary circuit of Mochovce nuclear
power plant Unit 3
Pavel Kůs, Martin Kronďák, Martin Skala, Alena Kobzová, Petr Brabec, Patricie Halodová,
Janka Mihóková, Štefan Tkáč and Anna Černá
Kurzfassung
Heiße Funktionstests – Passivierung des
Primärkreislaufs im Kernkraftwerk
Mochovce Block 3
Dieser Beitrag beschreibt die Methode zur Bildung
und Qualitätssicherung einer schützenden
Passivierungsschicht auf den Innenflächen des
Primärkreislaufs in einem Kernkraftwerk. Der
Artikel umfassts zwei Teile. Der erste Teil beschreibt
eine Theorie und ein Verfahren zur Bildung
einer schützenden oxidischen Korrosionsschicht
bei den heißen Funktionstests der Anlage.
Diese werden am Beispiel der heißen Funktionstests
am Block 3 des Kernkraftwerks Mochovce
erläutert. Im zweiten Teil des Artikels wird die
erfolgreiche Passivierung durch die nachgewiesene
Analyse der gebildeten Schicht behandelt.
Die Bewertung der erfolgreichen Passivierung
auf Grundlage der Charakterisierung der Passivierungsschicht
wird aufgezeigt. Auf der Grundlage
des vorgeschlagenen chemischen Programms
wurde die Passivierung im Februar und
März 2019 im Block 3 des Kernkraftwerks
Mochovce durchgeführt. Die resultierende Passivierungsschicht
wurde mithilfe ausgewählter
analytischer Methoden charakterisiert. Die entwickelte
Bewertungsmethodik verwendet mehrere
analytische Techniken (Raman-Mikroskopie,
Rasterelektronenmikroskopie, Röntgen-Photoelektronenspektroskopie
und weitere). Die verwendeten
analytischen Techniken wurden so gewählt,
dass sie sich gegenseitig ergänzen, was zur
Bewältigung der Komplexität bei der Probenauswertung
beiträgt. Das Fazit der Auswertung war,
dass bei den heißen Funktionstests eine hochwertige,
der industriellen Praxis entsprechende
Schutzpassivierungsschicht ausgebildet wurde.l
Authors
Ing. Pavel Kůs, Ph.D. 1)
Ing. Martin Kronďák, Ph.D. 2)
Ing. Martin Skala 1)
Ing. Alena Kobzová 2)
Mgr. Petr Brabec 2)
Mgr. Patricie Halodová, Ph.D. 1)
Ing. Janka Mihóková 3)
Ing. Štefan Tkáč 3)
Ing. et Ing. Anna Černá 1)
1)
Centrum výzkumu Řež, s. r. o.
Řež, Husinec, Czech Republic
2)
ÚJV Řež, a. s.
Řež, Husinec, Czech Republic
3)
Slovenské elektrárne, a. s.
Mochovce 1
Kalná nad Hronom, Slovakia
Collective dose in man.Sv/year
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
Armenia, ANPP
Bulgaria, Kozloduy
Czech Republic, EDU
Finland, Loviisa
Hungary, Paks
Russia, avg.
This article describes a methodology of creation
and evaluation of a protective passivation
layer on the inner surfaces of the primary
circuit in a nuclear power plant. The
article has two parts. The first part describes
a theory and technological procedure of the
formation of a protective oxidic corrosion
layer during hot functional tests. These are
illustrated in the example of hot functional
tests at the Unit 3 of Mochovce nuclear power
plant. In the second part of the article, the
successful passivation is confirmed by the
demonstrated through analysis of the formed
layer. The evaluation of the successful passivation
based on the characterization of the
corrosion layer is shown. Based on the proposed
chemical program, passivation was
carried out in February and March 2019 at
Unit 3 of Mochovce nuclear power plant. The
resulting passivation layer was characterized
by using selected analytical methods. The developed
evaluation methodology uses several
analytical techniques (Raman microscopy,
Scanning electron microscopy, X-Ray Photoelectron
Spectroscopy and others). The analytical
techniques used were chosen to be
complementary to each other, which contributes
to the complexity of the sample evaluation.
The conclusion of the evaluation was
that a high-quality protective passivation
layer, which corresponds with the industrial
practice, was developed during hot functional
tests.
Introduction
The basic purpose of passivating the surfaces
of a primary circuit (PC) is the formation
of a protective oxide layer this results
in a corrosion rate reduction in the primary
circuit, leading to the decrease of the
amount of corrosion products that enter
into the coolant during the nuclear power
plant operation. The lower content of corrosion
products in the coolant leads to a
lower amount of material passing through
the reactor core, where it is activated. Activated
corrosion products are involved in
the formation of radiation fields around
the primary circuit. The passivation of the
PC surfaces will consequently have a positive
effect not only on equipment lifetime
extension, but also on the reduction of the
radiation load of workers and minimizing
the formation of secondary radioactive
waste. The first part of the presented paper
0.0
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Year
Fig. 1. A collective dose of individual NPP units [1].
Slovakia, avg.
Slovakia, EBO
Slovakia, WMO avg.
Slovakia, EMO 1
Slovakia, EMO 2
Ukraine, Rovno
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
41

Hot functional tests – Passivation of a primary circuit of the Mochovce nuclear power plant VGB PowerTech 3 l 2020
describes the technological process of the
protective oxidic corrosion layer formation
during hot functional tests (HFT) at Unit 3
of Mochovce nuclear power plant. The second
part shows the evaluation of passivation
success based on the quality of the corrosion
layer. F i g u r e 1 compares the collective
doses of the NPP units, where
passivation was performed (connected by
a line) and units where passivation did not
take place (unconnected). [1]
Outer
layer
Inner
layer
Magnetite
Fe 3 O 4
Fe, Cr, Ni-spinelide
(Fe,Cr, Ni) 2 O 4
Hot functional tests procedure
HFT of the PC system, when the coolant
temperature is raised close to the operating
temperature, is considered as the first contact
of the primary circuit construction material
of the new nuclear power plant with
the aquatic environment. This contact affects
the formation of the passivation layer
and consequently the corrosion behaviour
of the materials. The way of performing
HFT, such as used chemical regime, technological
parameters setting and duration
of HFT itself influence a success of formation
of the passivation layer, its quality and
protective effect. The recommended duration
of the HFT is 15 days regardless of the
choice of the chemical regime. [2 to 4]
Passivation layer
Formation of a stable passivation layer on
the surface of PC requires that the chemistry
during HFT is similar to the real operating
conditions, i.e. the alkaline reducing
environment of VVER reactors. This is the
only way to avoid a situation where the
passivation layer is undesirably transformed
and its passivation properties are
lost when the unit is switched to normal
operation. The choice of the future operating
chemical regime also determines the
chemical regime at HFT.
All primary circuit components are either
made of stainless steel (SS) or are plated
with stainless steel (austenitic titanium
stabilized stainless steel equivalent to 321
SS is used). A layer differing in composition
and structure from the original surface
of the material, is formed during the HFT
on the steel surfaces.The hydrothermal
protective layer on the surface of the materials
is generally consisted of two sublayers
– the inner and outer oxide layer. They differ
by origin, chemical structure and composition.
(F i g u r e 2 )
The inner oxide layer is formed as a result
of corrosion of the base material. Its formation
is determined by the ion diffusion rate
of elements (Fe, Ni, Cr, etc.) in the crystalline
structure of the material. The inner
layer is compact, cohesive, pseudomorphically
adhered with the metal lattice and
electrically nonconductive. It has protective
passivation properties, i.e. its presence
on the surface of the material reduces the
corrosion rate and the release rate of corrosion
products into coolant. Its composition
depends on the respective hydrothermal
Fe – Cr – Ni – (Ti)
Base material
conditions, but it is mostly composed from
oxides with a spinel structure and is enriched
with Cr in relation to the base material.
The main constituent ratio Fe: Cr: Ni is
generally between 5:5:1 and 10:10:1. Typical
components of the layer under pressurized
water reactor conditions are i.e.
FeCr 2 O 4 , Fe 2 CrO 4 , FeCrNiO 4 etc.
The outer oxide layer is formed by recrystallization
(precipitation) from the aqueous
phase. The rate of its formation is determined
by the solubility of their components
in the coolant and the mass transfer
process intensity. The layer is coarsely crystalline,
less adhering and cohesive. The
layer is enriched mainly with Fe in relation
to the base material. Typical outer layer of
under pressurized water reactor conditions
is magnetite Fe 3 O 4 . The outer layer is not
protective and is an accompanying phenomenon
of surface passivation during
HFT.
Commissioning of NPP Mochovce
Unit 3
HFT was performed in 2019 on NPP Mochovce
Unit 3 (Slovak Republic). It consisted
of two main parts: i) flushing the
system with demineralized water including
cold pressure tests and ii) HFT itself.
Fuel is not loaded during the HFT
Austenite
γ-Fe
Fig. 2. Image of a passivation layer in forward-scattered electrons (FSD) with marked point of
EBSD analysis (left) and relevant EBSP´s and crystallographic models with phase
orientation determination (right).
Tab. 1. HFT chemical regime program.
and stainless-steel fuel assembly imitators
are used instead. Technological parameters
(temperature and pressure) were close to
operating values; 260 °C, 12.3 MPa. Teams
of CVŘ and ÚJV Řež designed the HFT program
(Ta b l e 1 ) with the aim of creating
a compact protective layer. Further a methodology
was developed for evaluating the
success of the layer formation and its characterization.
HFT chemical program
HFT consists of several sub-stages:
Sub-stage 1 – Filling primary circuit and
cold pressure test
A pressure test of 0.5 MPa was performed
after filling up the primary circuit with
demineralized water. The temperature in
the circuit was < 30 °C. After the pressure
test, the water was heated up to 40 to 60 °C.
Hydrazine was then dosed to remove residual
oxygen from the water at this stage.
Sub-stage 2 – Preheating of primary circuit
In this stage the primary circuit was preheated
of up to approx. 150 °C.
Sub-stage 3 – Purification of the reactor
The temperature of the water in the primary
circuit was kept stable around 150 °C
and then increased to 190 °C. At the beginning
of this stage, the reactor was cleaned
Stage Parameter Limit Units Note
Sub-stage 1 + 2 pH at 25 °C 5.6 to 7.5 --- Before dosing KOH
Sub-stage 3 + 4 pH at 25 °C 9.0 to 10.2 --- After dosing KOH
Sub-stage 3 + 4 pH at 300 °C (calculated) 6.9 to 7.5 --- After dosing KOH
Throughout HFT Cl - and F - < 0.1 µg·kg -1
K + 2 to 5 µg·kg -1 After dosing KOH
Throughout HFT O 2 < 0.02 µg·kg -1 at > 120 °C
Throughout HFT SiO 2 < 0.2 µg·kg -1 ---
Throughout HFT Suspended solids < 0.2 µg·kg -1 ---
Sub-stage 3 + 4 H 2 2 to 5 mL·kg -1 Expected level
42

VGB PowerTech 3 l 2020
Hot functional tests – Passivation of a primary circuit of the Mochovce nuclear power plant
up from corrosion products using ion exchange
stations. When the temperature
reached 190 °C, the KOH was dosed to set a
high temperature pH to 6.9 to 7.5.
At this sub-stage, hydrogen was produced
according to the following equations (Shikorr’s
equations):
Fe (s) + 2 H 2 O Fe (OH) 2 (s) + H 2
3 Fe (OH) 2 (s) Fe 3 O 4 (s) + 2 H 2 O + H 2
Sub-stage 4 – Passivation of inner surfaces
A temperature of 260 °C and a pressure of
12.6 MPa were reached. The high temperature
pH was maintained by constant dosing
of KOH to PC. The control of the chemical
regime was realized by connecting a mixed
filter. Degassing of the coolant was limited
to prevent removing of created hydrogen.
Sub-stage 5 – Cooling of reactor
In this sub-stage the oxygen-free regime
was maintained and the water in the reactor
was cooled gradually to the initial 30 °C.
The overall course of the temperature during
the HFT and the KOH dosing followed
by the formation of H 2 is shown in F i g -
ure 3.
Passivation layer investigation
The evaluation of the quality of the formed
passivation layer was based on the characterization
of the crystal structure (SEM/
EBSD and TEM and also Raman microscopy
at 532 nm and 633 nm), measurement
of the layer thickness (SEM-FIB or ESCA)
and determination of a chemical composition
of both layers formed (ESCA, SEM/
EDS).
The evaluation of the resulting passivation
layer was carried out on two types of samples
(surface silicone replicas and samples
of metal piping). Surface replicas were collected
in accessible parts of the primary
circuit (reactor vessel and steam generator)
using high-resolution replication material.
Laboratory evaluation of the replicas
was focused on analysis of particles extracted
from passivated surfaces and overall
characteristics of replicated relief. A total
of 15 replicas was taken from the 9 locations
of the PC.
Replicas were subject of macro and microscopic
examination in the laboratory.
The surfaces of selected samples were documented
with stereomicroscope and scanning
electron microscope (SEM) in the
backscattered electrons (BSE) and secondary
electrons imaging (SE) mode. The
chemical composition of particles embedded
in replicas were subjected to SEM analysis
using an energy dispersive spectrometer
(EDS).
For a direct analysis of the formed passivation
layer, parts of the metal piping of the
pressure measurement system, temporarily
located in the reactor core during HFT,
were harvested. Material of the sampled
metal piping is identical to the basic construction
material of PC (steel grade
08Ch18N10T, equivalent to 321SS). The
samples were removed from two locations
of the reactor well.
Methods and equipment
Evaluation of surface of passivated samples
and analysis of oxidic passivation layer in
cross section was done by methods of electron
microscopy. Three electron microscope
sets were used for analyses:
––
Scanning electron microscope VEGA TS
5130 XM with EDS analyser X-MaxN80
––
Scanning electron microscope with focused
ion beam FIB-SEM LYRA3 GMU
with EDS analyser X-MaxN80 and
EBSD analyser Nordlys Max3
––
Transmission electron microscope
JEOL JEM 2200FS with EDS analyser
X-MaxN80 LTE.
Raman microscopy 532 nm was carried out
using Raman dispersion spectrometer
(Nicolet model DXR2xi) equipped with
confocal microscope Olympus (magnification
10 and 50x) and multichannel
cooled CCD camera as detector. 532 nm
laser with max. power 10 mW was used as
a source. High resolution grating was used
(1,800 lines/mm) and aperture was 25 to
50 µm.
Following parameters were used for sample
measurement: 10 mW and 120 s accumulation
time. The spot spectra were
measured to accommodate convex shape
of the samples and to get better laser and
objective focus. The spectrum was measured
in range 100 to 2,000 cm -1 .
Samples were measured using a dispersion
Raman micro spectrometer Invia (Renishaw).
A 633 nm HeNe laser with a maximum
power of 12 mW with an 1800 l/mm
grid was used. The spectrometer is also
equipped with lenses for 5, 20, 50 and 100
magnification, which was also used for
measuring spectra.
Six spectra (from 6 different sites) were
measured on the surface of the samples.
Two accumulations of 60 seconds at a power
of 0.8 mW were measured to obtain a
single spectrum. The spectrum was measured
in the range of 100 to 2,000 cm -1 .
XPS measurement was carried out using
the Omicron Nanotechnology instrument.
The primary radiation was monochromatic
light of Al lamp with energy 1,486.7 eV.
The CAE (constant analyser energy) mode
was used. Copper measurement-based calibration
was used. The code used for spectra
evaluation was CasaXPS using peak
area and database values of relative effective
diameters were used for concentration
determination.
Results
Temperature in o C
280
260
240
220
200
180
160
140
120
100
80
60
Temperature
Potassium
Hydrogen
40
1
Start of KOH dosing.
End of
The beginning of
20
the main phase
the main phase
0
0
6.2.2019 13.2.2019 20.2.2019 27.2.2019 6.3.2019 13.3.2019 20.3.2019
Fig. 3. Dosing KOH and formation of hydrogen.
Date
7
6
5
4
3
2
Concentration H 2 in Nml/l
Concentration K in mg/l
The impression marks especially after machining
of replicated surfaces were observed
during visual inspection of the silicone
replica samples. Particles of metallic
appearance fixed on the surface of the replicas
were observed only rarely. No trace of
extraction of the oxide layer from the passivated
surfaces was observed visually or
through the stereomicroscope, which confirms
the passivation layer high adhesivity
and it is an indicator of a successful passivation.
The surfaces of the metal samples were observed
with the electron microscope (SEM)
in SE mode. The results show the presence
of a continuous thin layer on the pipe surface,
which follows the original tube relief,
including its irregularities. This layer is
coated with grains, identified as magnetite,
which are limited by their own crystal
shapes. Surface irregularities, in the form
of pits, scratches and grooves, formed during
the machining of the pipes, were de-
43

Hot functional tests – Passivation of a primary circuit of the Mochovce nuclear power plant VGB PowerTech 3 l 2020
tected in the process of analysing the sample
surfaces. It has been confirmed that a
continuous oxide layer also forms on these
surface defects (see F i g u r e 4 ).
Thin lamella samples were prepared by insitu
lift-out technique on FIB-SEM to study
the passivation layer cross- section
with EBSD analysis. The cross section images
(perpendicular to the original sample
surface) show that the passivation layer is
complex, consisting of two types of oxides.
The thickness of this complex layer varies,
on average is between 1 to 2 µm, as is
shown on F i g u r e 5 .
The layer continuously covers the steel surface
and there was no directly exposed
metal on the surface observed on any of the
analysed samples. The boundary of the inner
oxide layer with the base material is
undulated. The inner oxide layer is formed
from the topotactic transformation of the
steel surface and partially copies the original
relief of the steel surface given by the
final mechanical treatment of the component.
The oxidic phase of the inner layer
fills minor irregularities of the steel surface.
The boundary of the inner layer with
the outer oxide layer is thus straight and
very regular (see F i g u r e 5 ). The outer
oxide layer is formed by crystal growths
having perfectly flat areas on their external
surface.
TEM analysis confirms the compact nature
of the oxide layer that covers the base material.
The inner layer consists of nanocrystals
structurally corresponding to a Fe-Cr-
Ni spinelide in an amorphous matrix, the
outer layer consists of individual magnetite
crystals Fe 3 O 4 Figure 6.
TEM analysis, STEM-BF image showing the
structure of the complex oxide layer (left),
EDS line profile across the oxide layer reveals
the distribution of elements in both
oxide layers and the base metal (SS, right).
Raman microscopy at both wavelengths
(532 and 633 nm) confirmed the occurrence
of the spinel structure Fe 3 O 4 , alternatively
Me x FeyO 4 . FeCr 2 O 4 was also confirmed
in some spectra. Graphitic carbon
was found in the measured Raman spectra
as impurities on the surface.
The results of Raman spectrometry were
confirmed by ESCA analysis also determining
carbon presence on sample surface by
XPS. As the time of dedusting progressed,
the carbon concentration decreased. From
the results it is possible to conclude that
the presence of carbon is an impurity only
and it is located on surface only. On the
contrary, as the time of dedusting progressed,
the iron – chromium – nickel content
increased, indicating the presence of
spinelides.
Fig. 4. Scanning electron microscopy (SEM), imaging in SE mode.
Fig. 5. The thickness measurement of the cross-section across the oxide layer attached to steel,
SE images (FIB-SEM LYRA3 GMU).
Magnetite
Cr-Fe-Nispinelide
SS
Fig. 6. TEM analysis results.
44

8 >
Umschlag_S-026-00-2013-04-EN_A3q.indd 1 11.09.2013 10:21:02
VGB PowerTech 3 l 2020
Hot functional tests – Passivation of a primary circuit of the Mochovce nuclear power plant
Conclusions
The surface passivation of the primary circuit
(Sub-stage 4 of HFT) of NPP Mochovce
Unit 3 was successful and fulfilled its purpose.
During the 13 days when the surface
was in contact with water at near operating
parameters (260 °C and 12.2 MPa), the
conditions for the formation of the passivation
layer were maintained. Minor deviations
from the recommended chemical parameters,
which had occurred during passivation,
were corrected in time and did
not affect the resulting layer. This was confirmed
with the several independent analytical
methods.
During the surface passivation, a complex
passivation layer consisting of two sub-layers,
as planned, was formed on the inner
surfaces. The inner oxide of spinel structure
(FeCrNi) 2 O 4 was created by diffusion
processes from the base material and it was
enriched with chromium and nickel, which
have a protective (passivating) character.
The outer oxide layer consists mainly of
magnetite Fe 3 O 4 spinelide. This second
sub-layer was formed by precipitation from
an aqueous solution. Both sub-layers differ
in character, composition and, last but not
least, morphology and crystalinity. This
passivation layer structure corresponds
with the required conditions as stated in
EPRI publication (reference).report.
It can be expected, that created layer will
protect the base material against corrosion
and will positively influence the intensity
of radiation field formation and the radiation
situation around primary circuit.
Literature
[1] Hot functional test at VVER NPPs Mochovce
and Temelin, Kůs P., Skala M., VINANST-12–
Nha Trang 2.-4.8.2017.
[2] Primary Coolant Technology and Experience
in VVER units. Zmítko, M., in Japan; 2004.
[3] VVER-440 and VVER-1000 primary water
chemistry guidelines, M. Zmítko, K. Šplíchal,
NRI report Z 872, November 2002.
[4] CVŘ Z 313 - Zhodnocení dokumentu: 3P060 -
Program pasivácie zariadení I.O. pre 3.blok
MO34. Kůs, P.; Bártová, Š.; Vonková, K., July
20, 2015.
[5] Advanced Nuclear Technology: Optimum Hot
Functional Testing Chemistry Control Practices
for Pressurized Water Reactors. EPRI,
Palo Alto, CA: 2016. 3002008296. l
VGB-Standard
Civil Engineering in Nuclear Power Plants
Ausgabe/edition 2013 – VGB-S-026-00-2013-04-EN
DIN A4, 122 Pages, Preis für VGB-Mit glie der € 220,–, für Nicht mit glie der € 300,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
DIN A4, 122 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 220,–, for non mem bers € 300,–, + VAT, ship ping and hand ling.
The peculiarities of permit and licence requirements, planning, construction and assembly,
maintenance and operational upgrades (retrofits) in nuclear power plants are numerous and
need to be handled in coordination with the responsible (national, province or regional)
government authorities and agencies, with full consideration for all standards and requirements
for structural and plant engineering.
This Standard is intended to provide planners, constructors, suppliers, operators, authorities
and other stakeholders with a document based on the principles of German nuclear legislation,
which puts together the special structural requirements and procedures for the planning and
construction of nuclear power plants. Reference is made to the respective regulations, rules,
VGB PowerTech e.V. Fon: +49 201 8128 – 0
Klinkestraße 27-31 Fax: +49 201 8128 – 329
45136 Essen
www.vgb.org
technical codes and standards, etc.
A project group, set up with the backing of the VGB „Civil Engineering in Nuclear Power Plants“
Working Panel and involving all the disciplines associated with structural engineering,
has identified and described the most up-to-date experience including knowledge
gained from on-going new build and upgrade projects. The names of those who
gave their input are listed in the index of authors.
VGB-Standard
Civil Engineering
in Nuclear Power Plants
VGB-S-026-00-2013-04-EN
VGB PowerTech Service GmbH
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Fon: +49 201 8128-200
Fax: +49 201 8128-302
E-Mail: mark@vgb.org
VGB-Standard
Standards for professional leadership behaviour
Ausgabe/edition 2016 – VGB-S-041-00-2016-04-EN
DIN A4, 15 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der € 150,–, für Nicht mit glie der € 200,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
DIN A4, 15 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 150.–, for non mem bers € 200.–, + VAT, ship ping and hand ling.
The present VGB-Standard has been developed by a Peer Group specifically created for this purpose
involving colleagues from the companies EnKK, EKK and RWE Power.
The Peer Group analysed deviations from the international “Best Practice” of leadership culture.
The ideas about and the understanding of “leadership” for the German nuclear power plants were
described in a document for the 175th meeting of the Technical Committee on “Nuclear Power Plant
Operation”. This resulted in the mandate to translate the subject into the present VGB-Standard.
The VGB-Standard is addressed to all German operators of nuclear power plants. However, the contents
are equally applicable to other lines of business and industries where safety-driven work is done.
VGB-Standard
Standards for professional
leadership behaviour
VGB-S-041-00-2016-04-EN
VGB PowerTech Service GmbH
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany
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45

Effect of moisture types on fuel flowability VGB PowerTech 3 l 2020
Effect of moisture types
on fuel flowability
Patrycja Slotte, Paweł Leśniewski, Kari Peltola, Marcin Klajny and Vesna Barišić
Kurzfassung
Einfluss von Feuchtigkeit auf die
Fließfähigkeit von Brennstoffen
Die Fließfähigkeit ist ein Schlüsselparameter,
der sich auf die Handhabung und Transportfähigkeit
eines Brennstoffs auswirkt und daher die
Konstruktion von Brennstofflager- und -zuführungssystemen
beeinflusst. Folglich hat die ordnungsgemäße
Funktion von Brennstoffhandhabungssystemen
einen großen Einfluss auf die
Verfügbarkeit und den zuverlässigen Betrieb eines
Kraftwerks. Jeder Brennstofftyp hat seine
einzigartigen Eigenschaften, unter denen die
Feuchtigkeit, insbesondere die Oberflächenfeuchtigkeit,
als ein Hauptparameter erkannt
wird, der die Fließfähigkeit und Vermischung in
Silos und Brennstoffförderern behindert.
Die Kontroversen im Zusammenhang mit der
Oberflächenfeuchte hängen zusammen mit: a)
uneinheitlichen Definitionen der analytischen
Standards für die Feuchtigkeitsbestimmung, b)
der Komplexität der Quantifizierung, insbesondere
im Fall von gering inkohlten Kohlen, für
die die praktische Erfahrung bestätigt, dass die
bestehenden Standards, die auf der Bestimmung
der Gleichgewichtsfeuchte basieren (z.B.
ASTM D1412), keine zuverlässigen Ergebnisse
liefern. Darüber hinaus ist eine standardmäßige
Gleichgewichtsfeuchtebestimmung eine zeitaufwändige
Laboranalyse, die im Portfolio
kommerzieller oder Kraftwerkslabors nicht üblich
ist.
Um die oben genannten Punkte zu behandeln,
wurden verschiedene Definitionen von Feuchtigkeit
und Feuchtigkeitsbestimmungsmethoden
diskutiert. Es wurden vorläufige experimentelle
Ergebnisse zum Einfluss der Feuchtigkeit
auf die Fließfähigkeit des Brennstoffs
gezeigt. Die experimentellen Tests wurden für
unterschiedliche Kohlen unterschiedlicher Herkunft
durchgeführt.
l
Authors
Patrycja Slotte
Paweł Leśniewski
Kari Peltola
Marcin Klajny
Vesna Barišić*
Sumitomo SHI FW
Research and Development Department
Varkaus, Finland
Flowability is a key parameter affecting handling
and transportability of a fuel, and
therefore affecting the design of fuel storage
and feeding systems. Consequently, a proper
function of fuel handling systems greatly affects
availability and reliable operation of a
power plant. Each fuel type has its unique
properties, among which moisture, and especially
surface moisture, is recognized as a
main parameter to hinder the flowability
and mixing in silos and fuel conveyors.
The controversies related to surface moisture
are linked to: a) inconsistent definitions
among analytical standards for moisture determination,
b) complexity to quantify especially
in case of low-rank coals, for which
practical experience confirmed that existing
standards based on determination of equilibrium
moisture (for example ASTM D1412)
fail to provide reliable results. Moreover, a
standard equilibrium moisture determination
is a time-consuming laboratory analysis
that is not commonly included in the portfolio
of commercial, or power plant operator’s
laboratories.
To address the above, different definitions of
moisture and moisture determination methods
were discussed. Preliminary experimental
results of the effect of moisture on fuel
flowability were shown. The experimental
tests were carried out for coals of different
rank and origin.
Introduction
Availability and reliable operation of a
power plant is dependent on a proper function
of fuel storage and fuel handling systems.
In order to design storage and handling
equipment in such a way that no flow
problems occur, e.g., flow obstructions, irregular
flow or flooding, knowledge of flow
properties is necessary. In literature, terms:
flowability, handleability, and transportability,
are often used interchangeably, but
one can define flowability as more of fuel
intrinsic characteristic while handleability
and transportability as how fuel can be
moved with a dedicated equipment.
Based on Sumitomo SHI FW experience
blockages in fuel feeding systems occasionally
occur when a change in the fuel flow
direction takes place or when coal is in contact
with a hot surface. These problems
were mainly observed in case of low-rank
coals and fuel properties, which led to reduced
fuel flowability, were identified to
be: high moisture content – surface moisture,
high proportion of fine particles and
high clay mineral content. In addition to
these also other factors like temperature
and consolidation pressure and time are
often reported in literature to hinder flowability
[1 to 5]. Among these parameters’
moisture, especially surface moisture, is
commonly recognized as a key factor affecting
handling of a fuel.
Moisture leads to the appearance of liquid
bridges between particles. Such bridges
create a strong capillary force, pulling adjacent
grains together. As the moisture increases,
the interparticle forces will increase
correspondingly giving rise to greater
cohesion and reduced flowability [2-4].
Interparticle cohesion and adhesion of the
particles to the walls are the two main
physical forces governing flowability [3,
4]. In general, fine particles display more
cohesive and adhesive forces than the larger
particles. Several studies reported in literature
were carried out to determine the
influence of moisture on fuel flowability,
and it was found that the influence is higher
at high levels of fines [1, 5]. Fraction
smaller than 0.5 mm was found to be the
most sensitive to moisture content while
fraction bigger than 3 mm was the least affected
by the moisture content [1].
Coal utilized in CFB boilers has a broad
particle size distribution with recommended
D50 in the range of 1 to 3 mm depending
on the fuel. The recommended D10 is
in the range of 0.35 to 1 mm. Based on the
results from [1] such range can indicate
that the influence of moisture on flowability
is insignificant. However, the effect can
be significant for some coals which, e.g.,
are prone to particle size reduction during
transport, storage and feeding but also due
to segregation of coarse and fine particles.
Uniform material with known PSD could
become completely inhomogeneous at the
end of its journey through process plants
specifically, if the fuel feeding system has
not been optimized.
Most of the above-mentioned parameters
can be measured by laboratory tests and
evaluated against respective design crite-
46

VGB PowerTech 3 l 2020
Effect of moisture types on fuel flowability
ria. However, such tests alone cannot provide
unambiguous information of the handling
properties, e.g., at which moisture
content stickiness will start to create problems.
Therefore, there is a need for a method
to determine fuel flowability. Currently,
the standard methods used for quantification
of fuel flowability are: standard test
method for shear testing of bulk solids using
the Jenike shear cell (ASTM D6128-
06), shear test method for bulk solids using
the Schulze ring shear tester (ASTM
D6773-02), Coal flow properties (ISO
15117-1), determining the transportability
index by GIG method (PN-82/G- 04544),
and Proctor/Fagerberg method.
Methods based on shear testing (ASTM
D6128-06, ASTM D6773-02, ISO 15117-1)
are mainly based on the dependence of unconfined
yield strength on consolidation
stress of bulk solids. The most common use
of this information is in the design of storage
bins and hoppers to prevent flow stoppages
due to arching and ratholing. Polish standard
PN-82/G-04544 is based on tensile
strength measurements and is used to determine
transportability of fine-grained coal
assortments. Proctor/Fagerberg method is
the applicable standard in the boat transport
of coal, iron and other bulk material.
Even though above-mentioned methods are
suitable for assessment of material flowability,
they are not fully adequate for the purpose
of research that aims at identifying and
quantifying fuel properties that affect
flowability. For the purpose of this research
Sumitomo SHI FW (SFW) developed own
laboratory equipment and method, results
of which will be discussed in this paper with
primary focus on the effect of moisture.
Definition of fuel moisture types as
in ASTM and ISO standards
In general, total moisture is considered as
the moisture in the pores of the coal (inherent,
bed moisture) and the moisture present
on the surface of the particles (surface
moisture). Surface moisture is defined as
that portion of total moisture in a sample of
coal that is in excess of inherent moisture
(ASTM D121). However, there is no standardized
method for determination of neither
inherent nor surface moisture and in
practice the various forms of moisture in
coal are described based on standards for
moisture determination. The most commonly
used are air-dry loss and air-dried
moisture, also called residual moisture.
Moisture types and procedure used for
their determination are defined in the following
standards which were reviewed in
this paper: ISO 589 (determination of total
moisture in hard coal), ISO 5068 (determination
of total moisture in brown coals and
lignites), ASTM D3302 (determination of
total moisture in coal and coke), ASTM
D121 (standard terminology of coal and
coke), ASTM D2013 (standard method of
Tab. 1. Definition of fuel moisture types based on standards.
Moisture type Definition Standard
Total moisture
(as received)
= Free moisture (air-dry loss) + Residual
(air-dried) moisture
preparing coal samples for analysis), ASTM
D3173 (standard test method for moisture
in the analysis sample of coal and coke),
ISO 589, ISO 5068, ASTM D3302,
ASTM D121
Free moisture 1) = Air-dry loss 2) 1) ISO 589, 2) ISO 5068
Total moisture = Free moisture + Inherent moisture ASTM D121
Inherent moisture ≠ Residual (air-dried) moisture ASTM D121, ASTM D3302
Inherent moisture = Bed moisture ASTM 1412
Surface moisture = Excess of inherent moisture, Free moisture ASTM D121
Surface moisture
(excess/extraneous)
≠ Air-dry loss
ASTM D121
Equilibrium moisture = Inherent moisture, high rank coals ASTM D1412
Equilibrium moisture < Inherent moisture, low rank coals ASTM D1412
Surface moisture ≈ Total moisture 3) – equilibrium moisture 4) 3) ASTM D3302, 4) ASTM D1412
Tab. 2. Different methods for moisture determination based on standards*.
Moisture type Procedure Outcome Applicability Standard
Total moisture
Total moisture
Free moisture;
Residual
moisture
Total moisture
Total moisture
Air-dry loss
Residual
moisture
Air-dry loss
Total moisture
Air-dry loss
Residual
moisture
Equilibrium
moisture
Crushed sample is dried in either
nitrogen or air at 105–110 °C.
1. Sample is dried in air at ambient T
or at elevated T not higher than 40 °C.
= free moisture
2. Crushed air-dried sample is dried in
nitrogen or air at 105–110 °C.
= residual moisture
Crushed sample is dried in nitrogen at
105-110°C.
1. Sample is crushed and then dried in
air at ambient T or at T not higher than
40 °C. = air-dry loss
2. Air-dried sample is further crushed
and dried in nitrogen at 105–110 °C.
= residual moisture.
1. Drying floor method: gross sample
is spread on the floor to a depth of not
more than twice the top size of the
coal. The sample is mixed and stirred
from time to time. Air drying continues
until the weight loss becomes no more
than 0.1 %/h.
2. With air-drying oven: same as
the first step in total moisture
determination.
1. Gross or crushed sample is dried in
air at ambient T or 10–15 °C above
ambient air T**, max oven
T ≤40 °C. = air-dry loss
2. Prepared sample is air-dried in
oven at 107 °C (+/-3) for defined time
dependent on the particle size. =
residual moisture
1. Crushed sample is wetted, placed
in a vacuum-type desiccator with
saturated solution of K 2 SO 4 to maintain
relative humidity at 96 to 97 %.
Evacuate the desiccator to pressure
about 30 mm Hg and immerse it in a
water bath or insulated air cabinet at
30 °C (+/- 0.2 °C) for 48 h; lignites
are equilibrated for 72 h.
2. The weight of equilibrated sample
is taken and then dried in the oven at
105 °C for 1.5 h, in air or nitrogen.
Total moisture is
calculated from the
loss in mass.
Total moisture = free
moisture + residual
moisture
Total moisture is
calculated from the
loss in mass.
Total moisture =
air-dry loss +
residual moisture
Air dry loss moisture
is calculated from
the loss in mass.
Total moisture
(adjusted to a.r.
basis) = air-dry loss
+ residual moisture
Equilibrium moisture
is calculated from
the loss in mass
hard coals ISO 589
(1-stage
method)
hard coals ISO 589
(2-stage
method)
brown coals
and lignites
brown coals
and lignites
all coal
ranks
and coke
all coal
ranks
and coke
all coal
ranks
ISO 5068
(1-stage
method)
ISO 5068
(2-stage
method)
ASTM
D3302
ASTM
D3302
ASTM
D1412
* particle size is specified in standard methods for moisture determination;
** in case of low-rank coals such as subbituminous or lignitic coals, T shouldn’t be more than 10 °C above
ambient T and shouldn’t exceed 18 h.
and ASTM D1412 (standard test method
for equilibrium moisture at 96 to 97 percent
relative humidity and 30 °C). The ter-
47

Effect of moisture types on fuel flowability VGB PowerTech 3 l 2020
minology and procedures mentioned in
these standards were summarized in
Ta b l e 1 . Definition of fuel moisture types
based on standards and in Ta b l e 2 . Different
methods for moisture determination
based on standards.
As shown in Ta b l e 1 definitions are inconsistent
among analytical standards for
moisture determination. Inherent moisture
and equilibrium moisture can be approximated
based on ASTM standards, and thus
provide a better approximation of the surface
moisture. The equilibrium moisture
(ASTM D 1412) with total moisture (ASTM
D 3302) can be used to estimate the surface
moisture of wet coal as indicated in Ta -
b l e 1 . However, for low-rank coals the existing
standards based on determination of
equilibrium moisture fail to provide reliable
results. Moreover, a standard equilibrium
moisture determination is a time-consuming
laboratory analysis that is not commonly
included in the portfolio of commercial
or power plant operator’s laboratories.
Determination of total moisture in a coal
sample is a standardized procedure both by
ISO and ASTM standards. The most common
methods to determine moisture, as
shown in Ta b l e 2 , involve thermal drying
in air but if coal is susceptible to oxidation,
as are some low-rank coals with a high
moisture content, the heating can be done
in an inert atmosphere. Thermal drying can
be a one-stage or a two-stage procedure.
The two-stage procedure includes first drying
in atmosphere at approximately ambient
temperature, i.e., max 40 °C (air-dry
loss, free moisture) and later at temperatures
a few degrees above the boiling point
of water (residual moisture, air-dried moisture).
Air drying only removes water that
can evaporate at or near ambient laboratory
conditions leaving in the coal water that
will not evaporate at those conditions.
Therefore, residual moisture (air-dried
moisture) is neither a standard state nor a
characteristic property of a coal it cannot be
used for approximation of surface moisture.
The sum of the two, air-dry loss and
residual moisture is considered the total
moisture. One of the main difficulties in determining
total moisture is that of minimizing
changes in the moisture content of the
sample while preparing the final sample.
Experimental study
Experimental equipment designed at SFW
consists of stainless steel pipe, so-called drop
pipe, with adjustable slope (up to 60 °) and
adjustable temperature (up to 400 °C). The
picture of the test rig is shown in Figure 1.
The procedure for testing flowability is simple
and consists of three main steps:
––
At pre-set inclination of the drop pipe,
known amount of sample is subjected to
flow.Recording the weight of the sample
that leaves the drop pipe.
––
Steps 1-2 are repeated by changing slope
in the range 20 ° to 60 °.
Fig. 1. Test rig for determination of fuel flowability.
Proximate analysis in %, a.r.
100
80
60
40
20
0
Free moisture
Residual moisture
Ash
Volatile
Fixed carbon
Bit-1, PL
5.8
2.5
22.1
26.0
43.6
Fig. 2. Proximate analysis of tested coal samples.
Content in %
60
50
40
30
20
10
0
Four coals of different rank and origin were
tested, i.e., three Polish coals - subbituminous
(Sub, PL), two bituminous coals (Bit-
1, PL and Bit-2, PL); and one German coal
– lignite (Lig, DE). Proximate analysis is
shown in F i g u r e 2 . The moisture content
varied for all coals and the total moisture
content seemed to follow the coal rank,
Bit-2, PL
6.9
4.2
13.2
28.7
47.0
Sub, PL
10.8
7.5
17.6
24.2
39.9
Moisture in coal fractions < 1 mm and > 1 mm
Bit-1, PL Bit-2, PL Sub, PL Lig, DE
Lig, DE
44.2
7.0
2.0
24.3
22.5
Free M Total Free M Total

VGB PowerTech 3 l 2020
Effect of moisture types on fuel flowability
Passed the sieve in wt-%
Bit-1, PL, 9 % AR
Sub, PL, 17 % AR
Bit-2, PL, 10 % AR
Lig, DE, 45 % AR
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0,1 1 10 100
Passed the sieve in wt-%
Bit-1, PL, 1 % AD
Sub, PL, 8 % AD
Bit-2, PL, 2.5 % AD
Lig, DE, 18 % AD
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0,1 1 10 100
Size in mm
Size in mm
Fig. 4. Particle size distribution curve of as-received coals.
Fig. 5. Particle size distribution curve of air-dried coals.
100
Bit-1, PL, 9 % AR
Sub, PL, 17 % AR
Bit-1, PL, 1 % AD
Sub, PL, 8 % AD
Bit-2, PL, 10 % AR
Lig, DE, 45 % AR
Bit-2, PL, 2.5 % AD
Lig, DE, 18 % AD
100
Lig, DE, 18 % AD
Lig, DE, 45 % AR
Lig, DE, 55 % water-deped
Non-flowable fraction in wt-%
80
60
40
20
0
30 35 40 45 50 55 60
Non-flowable fraction in wt-%
80
60
40
20
0
30 35 40 45 50 55 60
Slope in o C
Slope in o C
Fig. 6. Flowability test results for AR and AD samples.
Fig. 7. Flowability test results for Lig, DE.
ception of Bit-1. Highest loss of moisture
was observed for Lig, DE, the AR moisture
content is usually above 50 wt%. In F i g -
u r e 3 moisture content in different coal
fractions is shown. Moisture, free and total,
is higher in particle size fraction smaller
than 1 mm. Moisture was determined according
to ISO standards: Total M = Free M
+ Residual M. For each coal type, several
moisture contents were tested: as received
(AR), air-dried (AD), 2-4 water-doped samples
in which moisture is higher than AR.
Particle size distribution curves for AR and
AD coal samples are shown in F i g u r e 4
and F i g u r e 5 . Particle size distribution of
studied coals has a broad range especially
for AR coals. The AD samples contain more
fines, which can be partly explained by
shrinkage of the particles during drying
process.
The flowability results for AR and AD coal
samples are shown in F i g u r e 6 . Very
good flowability was measured for all AR
and AD samples for slopes in the range 30 °
to 60 ° regardless of different moisture contents.
However, when the moisture content
was increased above AR basis worse flowability
for these coals was observed. An example
is shown in F i g u r e 7, where flowability
of Lig, DE is shown at three different
moisture levels, i.e., AD, AR, and 55 % water-doped
sample. Above AR moisture content
flowability worsens significantly but it
is improved by adjusting the slopes – better
flowability at higher slopes.
Non-flowable fraction in wt-%
Bit-1,PL Slope 20
100
80
60
40
20
Slope 35
Slope 50
To show the effect of moisture on fuel flowability
the non-flowable fraction was plotted
against the moisture content and the result
is shown in Figure 8. Coal Bit-1, PL was used
as an example and the results are shown for
0
0 5 10 15 20 25 30
Fig. 8. Effect of moisture content on flowability.
Moisture in %
Slope 25
Slope 40
Slope 55
Slope 30
Slope 45
Slope 60
49

20 >
Umschlag S-831-00-2015-05-EN_A3q.indd 1 03.03.2016 15:47:50
Umschlag_S-210-00-2015-07-EN_A3q.indd 1 07.09.2015 11:49:56
Effect of moisture types on fuel flowability VGB PowerTech 3 l 2020
6 different moisture contents: AD, AR and 4
water-doped samples. Based on the results
the effect of moisture on flowability can be
expressed with a bell-shaped curve. This is
because the flowability will worsen with increase
of moisture until a critical moisture
content is reached. Above the critical moisture
content, the flowability is improved
and the flow is changing into slurry flow
regime. It was also observed that the critical
moisture content differs among coals, however,
it does not seem to be connected to
free moisture (ISO 589). The impact of PSD
on flowability was also noted, but its scale
has not been quantified, yet. To quantify the
effect of PSD, tests with fuel particles over a
wide range of size and only with small particles
(

VGB PowerTech 3 l 2020
Combustion of solid recovered fuels – Implications on gaseous emissions
Combustion of solid recovered fuels
in a semi-industrial circulating
fluidized bed pilot plant –
Implications of bed material and
combustion atmosphere on gaseous
emissions
Martin Haaf, Andreas Müller, Antonio Unger, Jochen Ströhle and Bernd Epple
Kurzfassung
Verbrennung von festen zurückgewonnenen
Brennstoffen in einer halbindustriellen
zirkulierenden Wirbelschicht-
Pilotanlage – Auswirkungen von
Bettmaterial und Verbrennungsatmosphäre
auf gasförmige Emissionen
Der Einsatz von wirbelschichtbasierten Feuerungssystemen
zur thermischen Nutzung von
Ersatzbrennstoffen (EBS) ist ein etabliertes Verfahren.
Durch moderate Verbrennungstemperaturen
wird die NO x -Entstehung gemindert,
und durch die Zugabe von Additiven können die
Emissionen von Schwefel- und Chlorspezies bereits
effektiv im Brennraum begrenzt werden.
Im Gegensatz zu konventionellen festen Brennstoffen
weißen EBS einen erhöhten Gehalt an
kritischen Bestandteilen wie beispielsweise
Chlor, Schwermetallen und Alkalimetallen auf.
Darüber hinaus ist die Zusammensetzung und
Qualität des Brennstoffs sehr heterogen. Es ist
daher schwierig, das Verbrennungsverhalten
und die Bildung gasförmiger Emissionen ausschließlich
basierend auf der elementaren
Brennstoffzusammensetzung vorherzusagen.
Aus diesem Grund sind experimentelle Untersuchungen
unumgänglich, um das Verbrennungsverhalten
von EBS in neuartigen Anwendungen
Authors
Martin Haaf (M.Sc.) 1
Andreas Müller (M.Sc.) 1*
Antonio Unger (Dipl.-Ing.) 2
Jochen Ströhle (Dr.-Ing.) 1
Bernd Epple (Prof. Dr.-Ing.) 1
1. Institute for Energy Systems and
Technology, Technische Universität
Darmstadt, Darmstadt, Germany
2. SUEZ Deutschland GmbH
Mannheim, Germany
*Corresponding Author: Andreas Müller
E-mail: andreas.mueller@est.tu-darmstadt.de
beurteilen zu können. Der vorliegende Artikel
gibt einen Überblick über experimentelle Untersuchungen
zur Verbrennung von EBS in einer
semi-industriellen Wirbelschicht-Pilotanlage
im Maßstab von 1 MW th . Schwerpunkt der Untersuchungen
lag auf der Anwendung von EBS
im Rahmen von CO 2 -Abscheideverfahren. Zwei
verschiedene EBS-Klassen wurden in Luft- und
Oxyfuel-Atmosphäre verbrannt, wobei jeweils
Sand und Kalkstein als Bettmaterial in einer
zirkulierenden Wirbelschicht verwendet wurden.
Die vorliegenden Randbedingungen sind
somit vergleichbar mit denen einer alleinstehenden
Oxyfuel-Verbrennungswirbelschicht sowie
denen des Oxyfuel-Kalzinators als Bestandteil
des Calcium-Looping-Prozesses zur CO 2 -
Abscheidung.
l
The application of fluidized bed (FB) systems
for the combustion of waste derived
fuels, such as solid recovered fuel (SRF), is
a well-established method. The moderate
combustion temperatures in FB boilers reduce
the formation of NO x while the gaseous
emissions of sulfur and chlorine species
can be effectively limited by the feed of
additives directly into the bed. In contrast
to conventional solid fuels such as lignite
or hard coal, SRF contains increased quantities
of critical fuel constitutes such as
chlorine, heavy metals and alkaline metals.
Moreover, the composition and quality of
the fuel is highly heterogeneous. Thus, it is
challenging to characterize the combustion
behavior and the formation of gaseous
emissions based on the elementary fuel
composition. Therefore, experimental investigations
are inevitable to assess the
combustion of SRF in novel applications.
This paper gives an overview of experimental
investigations on the combustion of SRF
in a semi-industrial circulating fluidized
bed (CFB) pilot plant. Two different types
of SRF were burnt in oxygen enriched air
and oxyfuel atmosphere while using silicate
sand and limestone as bed material.
These environments are expected to prevail
in carbon capture and storage (CCS)
processes such as stand-alone CFB oxyfuel
combustion, or CFB oxyfuel combustion in
the calciner of the calcium looping (CaL)
process for post-combustion CO 2 capture.
Introduction
Incineration is a widely used waste treatment
strategy. Thereby, toxicity and volume
of waste streams are reduced, while
power and/or heat is supplied. The thermal
utilization of wastes or waste derived
fuels allows for low or even negative fuel
costs and a moderate carbon footprint due
to the organic waste fractions. In contrast
to the combustion of the raw wastes, the
processing of waste streams towards a
more classified fuel is a common approach.
The so-called solid recovered fuel (SRF) is
classified according to crucial criteria such
as maximum particle size, lower heating
value or the content of chlorine and mercury
[1]. Nowadays, SRF is typically combusted
in cement plants, dedicated industrial
plants or co-combusted in coal-fired
power plants [2, 3]. Combustion systems
for waste fuels need to be specifically designed
to guarantee a stable plant operation,
complete fuel burnout along with
non-toxic emissions rather than aiming on
maximum boiler efficiency. Circulating fluidized
bed (CFB) systems are particularly
suited for the combustion of SRF due to
their ability to handle low-quality fuels and
the possibility to effectively limit gaseous
pollutant emission by primary measures
already inside the boiler. Moreover, CFB
technology might be applied in the framework
of second generation carbon capture
and storage (CCS) processes.
51

Combustion of solid recovered fuels – Implications on gaseous emissions VGB PowerTech 3 l 2020
Carbon capture processes separate CO 2
from flue gases in order to provide a highly
concentrated CO 2 stream that is suitable
for long-term storage or further utilization.
According to their occurrence in relation to
the process of CO 2 formation (i.e. combustion),
pre-combustion, post-combustion
and oxyfuel CO 2 capture processes are distinguished
[4, 5]. Once SRF is utilized in a
carbon capture and storage (CCS)
equipped power or industrial plant, net
negative CO 2 emissions are feasible because
of the organic waste fractions contained
[6]. This approach is typically referred
to as bioenergy with CCS (BECCS)
and seen as necessary to achieve the desired
limit in global mean temperature increase
by 2 °C or preferable 1.5 °C compared
to pre-industrial levels [7].
This study assesses the combustion of SRF
under boundary conditions similar to those
prevailing in a CFB oxyfuel combustion
power plant, and in a CFB calciner in the
framework of the post-combustion calcium
looping (CaL) process. F i g u r e 1 depicts
each framework schematically.
F i g u r e 1 (Graph a) shows the schematic
of a CFB oxyfuel unit. Accordingly, the oxygen
that is usually supplied by ambient air
is replaced by technically pure oxygen delivered
by an air separation unit (ASU).
Consequently, the combustion flue gas consists
mainly of CO 2 and H 2 O. After condensation
of the water vapor, there is a relatively
pure CO 2 stream available ready for
further purification and compression in a
subsequent gas processing unit (GPU) [8].
In order to avoid any thermally induced agglomeration
or sintering phenomena in the
bed, part of the flue gas needs to be recirculated
to the inlet of the boiler for oxygen
dilution. The CFB oxyfuel combustion has
already been demonstrated in several units
up to industrial-scale (P th ~ 30 MW th ) using
anthracite, petcoke, biomass, sub-bituminous
and bituminous coal as fuels [9, 10].
F i g u r e 1 (Graph b) shows the schematic
of the CaL process. A dashed line envelopes
the CFB calciner, which is relevant for this
study. The CaL process bases on the reversible
carbonation-calcination reaction of
limestone and CO 2 [11]. The limestonebased
sorbent circulates between two interconnected
CFB reactors named as carbonator
and calciner. The main part of the
CO 2 present in the flue gas stream of the
upstream process is exothermically absorbed
within the carbonator at approximately
650 °C. The CO 2 -depleted flue gas is
CO 2 -product
a)
Oxygen
b)
Fuel
CFB
Sand, Additives
Flue gas
released to the environment, whereas the
partly carbonated solid stream is transferred
to the calciner. In the calciner, the
temperature of the sorbent is raised to approximately
900 °C in order to achieve calcination
conditions. A highly concentrated
CO 2 stream is available at the outlet of the
calciner for further utilization or long-term
storage after being purified in a GPU. The
regenerated sorbent is returned to the carbonator.
The heat required in the calciner
for the endothermic calcination reaction
and for the temperature increase of gas and
solid phase, is supplied by means of oxyfuel
combustion of supplementary fuel. In order
to account for the deactivation and the
accumulation of inert components (e.g.
ash, CaSO 4 ) in the circulating sorbent, a
constant flux of fresh limestone make-up is
fed to process, while ashes and deactivated
material are discharged from the solid
loop. Until now, the continuous CO 2 capture
by the CaL process has been successfully
demonstrated at semi-industrial scale
using hard coal, lignite and SRF supplementary
fuels [12 to 14].
The formation of nitrogen oxides (NO x )
during the process of combustion of solid
fuels has been widely studied. The main
share of NO x refers to NO, while the formation
N 2 O or NO 2 are of less importance
[15]. Nevertheless, emission of N 2 O is of
concern, as its greenhouse gas potential is
approximately 250 as high as that of CO 2 .
There are three routes responsible for NO x
formation (e.g. thermal, fuel, prompt),
whereas the thermal route is of less importance
in CFB combustion systems because
of the moderate combustion temperature.
It was found, that the fuel-NO x represents
the dominating formation pathway under
combustion conditions in a CFB [16].
While comparing oxyfuel and air CFB combustion
system, the volumetric concentration
of NO in the flue gas tends to be higher
in the oxyfuel case, whereas the mass
unit of NO per thermal duty is lower. This
is due to the absence of air-nitrogen in theoxidation
agent and the fact of flue gas recirculation
[17]. The latter effect causes
the reduction of NO towards N 2 and N 2 O in
the lower region of the riser. Hereby, the
reduction pathway to N 2 O was found to be
less than 5 % of all recirculated NO [18].
The HCl absorption phenomena by Ca-species
in a CFB is highly complex, multi-layered
and mainly depended on the temperature,
gas atmosphere and the molar Cl/Ca
ratio [19, 20]. Moreover, it is know that the
Flue gas
(CO 2 -depleted)
Carbonator
(T ~ 650 °C )
CaO, CO 3
Fig. 1. Schematic of the oxyfuel process (a) and the CaL process (b).
CaO
CO 2 -product
Calciner
(T ~ 900 °C )
Purge
Oxygen
Fuel
Limestone
reaction product (CaCl 2 ) has a rather low
melting point, which in fact favors the formation
of molten phases that further alters
the absorption mechanism [21]. Several
studies indicate the ability of Cl-retention
by Ca-species during the combustion of
waste derived fuels in FB combustion systems
[22 to 24]. Until now, the emission
formation characteristics of HCl under
typical conditions of CaL calciner has not
been investigated yet.
This study focuses on the demonstration
and evaluation of the combustion characteristics
of two different types of SRF under
boundary conditions similar to those of an
oxyfuel CFB boiler and of a CFB calciner as
part of the CaL process. Hereby, the major
difference is the type of bed material used.
In addition to combustion tests in a real
oxyfuel environment (i.e. recirculated offgas
and technically pure oxygen), the combustion
in oxygen enriched ambient air has
been investigated as well for the sake of
comparison.
Experimental setup
Pilot plant
The experimental investigations were carried
out at the 1 MW th CFB pilot plant at
Technische Universität Darmstadt. F i g u r e
2 shows the experimental setup for the investigation
of oxyfuel CFB combustion
(Part a, Test Period I) and for the investigation
of oxyfuel CFB combustion in the calciner
of the CaL process (Part b, Test Period
II). This work is limited to the assessment of
the combustion characteristics. Experimental
results related to the performance of the
CaL process with regard to the CO 2 capture
efficiency and process operability can be
found elsewhere [14, 25].
The fully refractory lined CFB400 reactor
has an inner diameter of 400 mm and a
height of 11 m. Solid particles are separated
from the combustion flue gas in a cyclone
and recirculated back to the reactor riser
via a loop seal. The flue gas undergoes heat
removal and particle clean up before it is
released to the environment or being partly
recirculated to the inlet of the riser. The
combustion air consists of oxygen enriched
ambient air or recirculated flue gas and
technically pure oxygen (y O2 > 99 vol.%).
It can be electrically preheated up to approximately
350 °C. The SRF feeding system
consists of a supply bunker and a subsequent
arranged gravimetric dosing system.
After that, the SRF is introduced to
the process via two consecutive arranged
rotary valves. The space between the rotary
valves is flushed by inert gas in order to
achieve gas sealing towards the atmosphere.
Bottom ash is discharged by a watercooled
extraction screw conveyor at the
bottom of the reactor.
Solid samples were taken from the circulating
solids in the loop seal and from fly ash
52

CFB 400
CFB 400 (Calciner)
VGB PowerTech 3 l 2020
Combustion of solid recovered fuels – Implications on gaseous emissions
II
Sand
SRF
Bottom ash
Fly ash
and bottom ash, respectively. Process gases
were analyzed continuously at crucial process
locations. Ta b l e 1 summarizes the
corresponding process location and the gas
species measured.
During TP I, silicate sand and SRF were fed
to the reactor riser via the return leg together
with the internally circulating particles.
As no reactor cooling system is available
at the CFB400, the thermal duty was
limited in that TP.
III
SRF
a) b)
CaL
carbonator
I
O 2
Air
Solid sampling point
Gas extraction point
II
Bottom ash
Solids
Gases
Fly ash
Fig. 2. Schematic of the experimental setup during Test Period I (Graph a) and Test Period II
(Graph b).
Tab. 1. Gas measurement equipment at the 1 MW th pilot plant.
Process position Measurement technique 1 Gas species
I IR, PM CO 2 , O 2
II IR, PM, FTIR CO 2 , O 2 , CO, SO 2 , NO, H 2 O, HCl
III PS H 2 O
1
IR: infrared, PM: parameteric spectroscopy, FTIR: fourier-transformation spectroscopy,
PS: psychometric spectroscopy
Tab. 2. Chemical composition of the two types of SRF.
Component Unit SRF I SRF II
Size mm mm < 50
LHV MJ/kg MJ/kg 15.6
Moisture wt.% wt.% 19.4
Ash wt.% wt.% 15.4
C wt.% wt.% 38.0
H wt.% wt.% 5.20
N wt.% wt.% 0.97
S wt.% wt.% 0.29
Cl wt.% wt.% 0.74
O wt.% wt.% 19.9
Tab. 3. Chemical composition of silicate sand and limestone.
Chem. formula Unit Silicate sand Limestone
CaCO 3 wt.% - 98.2
MgCO 3 wt.% - 1.20
SiO 2 wt.% 99.5 0.40
SO 3 wt.% - < 0.01
Fe 2 O 3 wt.% 0.04 < 0.10
Al 2 O 3 wt.% 0.25 0.10
During TP II, the CFB400 reactors represents
the calciner of the CaL process. This
implies the presence of Ca-species as bed
material in the calciner. The partly carbonated
sorbent stream is transported from the
carbonator to the calciner by means of a
mechanically controlled screw conveyor or
an L-valve, both devices are attached to the
carbonator loop seal. In the calciner, the
temperature of the sorbent is raised by the
oxyfuel combustion of SRF in order to
I
III
O 2
Air
achieve a temperature sufficient for sorbent
calcination. The regenerated solid stream is
then recycled to the carbonator. The solid
inventory of the calciner is controlled by
means of a cone valve at the loop seal. The
combustion air is split into primary (PA)
and secondary air (SA) right after the preheating
section. The SA is fed to the calciner
riser via two opposite joints at a height of
approximately 2.9 m. The setup of the extractive
gas analysis and the positioning of
solid sampling ports was similar to TP I (see
Table 1).
Materials
The chemical composition of the two types
of SRF is summarized in Ta b l e 2 . Both
fuels were derived from non-hazardous industrial
waste and fed to the process in the
form of raw fluff.
Ta b l e 3 summarizes the chemical composition
of the silicate sand (TP I) and
limestone (TP II). The mean particle diameter
of silicate sand and limestone was 200
and 179 µm, respectively.
Evaluation Methodology
The specific emissions, e i , of HCl and NO
are . calculated according to Eq. 1. Hereby,
m i is the mass of the corresponding emission
pollutant downstream of the extraction
point for the recirculation gas, and
P th,LHV is the thermal duty . of CFB furnace
based on the mass flow (m SRF ) and lower
heating value (LHV SRF ) of the SRF.
(1)
In order to take into account the remaining
oxygen present in the recirculated flue gas,
the local oxygen-to-fuel ratio ( loc ) is applied
in the course of the experimental
evaluation.
Results
Overview
Ta b l e 4 provides an overview of the operation
conditions in the course of the experimental
investigations. During all test
periods, the oxyfuel combustion of SRF
was the main scientific purpose. However,
in order to provide a better understanding
of the emission formation characteristics,
oxygen enriched ambient air was considered
as oxidation agent in the course of
both TP`s as well. Due to the heat consumption
of the calcination reaction and
the sensible heat required for sorbent heatup
in the experimental case of the CaL process
(TP II), the thermal duty was significantly
higher compared to TP I.
Exemplary results of long-term
operation
F i g u r e 3 shows two exemplary longterm
data plots for TP I (Graph a) and TP II
(Graph b) including the transition from
53

Transition
Combustion of solid recovered fuels – Implications on gaseous emissions
VGB PowerTech 3 l 2020
Tab. 4. Experimental range of operation conditions.
Parameter Symbol Unit TP I TP II
Bed material - - Sand Ca-Species
Temperature CFB400 T °C 780 - 880 750 - 900
Thermal power P th kWth 290 - 440 450 - 820
Superficial gas velocity u 0 m/s 3.7 - 5.0 4.5 - 6.0
Solid inventory W s,spec. kg/m² 375 - 850 150 - 400
O 2 inlet concentration y O2,in vol.%dry 21 - 33 40 - 55
CO 2 inlet concentration y CO2,in vol.%dry 0 - 35 0 - 30
Secondary air ratio SAR % - 30 - 45
Stoichiometric O 2 -ratio loc
- 1.1 - 1.9 1.1 - 2.0
Experimental duration t h 20 230
y NO (ppm dry )
y HCI (ppm)
y NO (ppm dry )
y HCI (ppm)
600
500
400
300
200
750
100
a)
0
700
21 21.5 22 22.5 23 23.5 24
600
500
400
300
y NO
y HCI
T
oxygen enriched air towards oxyfuel combustion
atmosphere, respectively. In addition
to the average riser temperature (T),
the concentration of NO (y NO ) and HCl
(y HCl ) in the flue gas are shown.
The switch from air to oxyfuel combustion
atmosphere is achieved by the stepwise addition
of technically pure oxygen in the
oxidation agent of the calciner, while in
parallel gradually opening the recirculating
gas flap and closing the ambient air
flap. During TP I, interruption of SRF feed
occurred in the course of transition, therefore
it took almost one hour to achieve stable
oxyfuel conditions. During TP II, the
transition was successfully completed after
approximately 20 minutes. During the test
periods, the CFB was operated between
820 and 880 °C. The concentration of NO
tends towards higher values after oxy-fuel
combustion atmosphere has been established
in both TP respectively. Similarly,
the concentration of HCl is higher in case of
Transition
t in h
200
750
100
b)
0
31 32 33 34 35
700
36
t in h
Oxyfuel
Oxyfuel
Fig. 3. Exemplary long-term data including the switch from air towards oxyfuel combustion
environment for TP I (Graph a) and TP II (Graph b).
900
850
800
900
850
800
T in o C
T in o C
oxyfuel firing during TP I. For TP II, there is
no distinguished difference recognizable in
the exemplary data plot with regard to the
HCl concentration in the flue gas as the
large extend of Ca-species present in the
bed most likely compensate for worsen absorption
conditions as a consequence of
the oxyfuel combustion atmosphere (for a
more detailed discussion see Chapter 3.5).
Reactor profiles
F i g u r e 4 shows pressure and temperature
profiles along the CFB riser during TP
I and TP II, respectively. The different combustion
atmospheres (air and oxyfuel) and
both types of SRF are shown in each profile.
The solid induced pressure drop during TP
I was between 40 and 80 mbar, whereas
this value ranges from 10 to 18 mbar in case
of TP II. This difference is mainly attributed
to the CaL process related characteristics,
as the calciner inventory was kept lower to
avoid extensive sorbent deactivation. Comparing
the characteristics of the temperature
profiles, the bottom region of the CFB
was relatively cold during TP II (TTP II ~
575 to 655 °C) compared to TP I
(TTP I ~ 825 to 880 °C). This was mainly
due to the fact that the loaded sorbent
stream from the carbonator (Tcarb ~
650 °C) was introduced at this point. Moreover,
less inventory was present in that TP
for homogenization of the temperature
profile. In contrast, the temperature profile
during TP I is relatively smooth. Comparing
the characteristics of the temperature
profiles among the different types of SRF
and the different combustion atmospheres,
no distinguished trend is observable.
Gaseous emission of nitrogen oxide (NO)
F i g u r e 5 shows the specific emission of
NO (e NO ) in the course of TP I (Graph a) and
TP II (Graph b) for the two types of SRF and
the two combustion atmospheres (i.e. oxygen
enriched air and oxyfuel) as a function
of the local oxygen-to-fuel ratio ( loc ).
During TP I, the specific NO emissions
range from 28 mgNO/MJ th,LHV (SRF I, oxyfuel)
up to 155 mgNO/MJ th,LHV (SRF II,
oxygen enriched air), whereas the corresponding
numbers for TP II vary between
55 mgNO/MJ th,LHV (SRF I, oxyfuel) and
172 mgNO/MJ th,LHV (SRF II, oxygen enriched
air). Taking into account all test periods
and all combustion atmospheres, the
utilization of SRF II tends towards increased
specific NO emission. This can be
explained by the fact, that fuel-N of SRF II
(0.97 wt.%db) is more than as twice as
high compared to SRF I (0.44 wt.%db),
which is reasonable as the fuel-NO formation
mechanism is the dominating route
under CFB conditions. Moreover, the specific
NO emissions tend to be lower in the
oxyfuel-case for both types of SRF as well
as for both types of bed materials. This
proves the positive effect of NO reduction
and absence of air nitrogen on specific NO
emissions as a consequence of flue gas recirculation
in the oxyfuel case. As expected,
a higher stoichiometric oxygen-to-fuel
ratio favors the formation of NO. When
comparing the two test periods, there is a
slight tendency of a higher NO formation in
the case of the CaL calciner conditions
(TP II). Due to the fact that the experimental
framework (i.e. secondary air, thermal
duty) differs noteworthy between TP I and
TP II, further investigations are required to
clearly assess the influence of bed material
on NO formation tendencies.
Gaseous emissions of hydrogen chlorine
(HCl)
F i g u r e 6 shows the specific emission of
HCl (eHCl) in the course of TP I (Graph a)
and TP II (Graph b) for the two types of
SRF and two combustion atmospheres (i.e.
air and oxyfuel) as a function of the average
riser temperature (T).
54

VGB PowerTech 3 l 2020
Combustion of solid recovered fuels – Implications on gaseous emissions
h in m
a)
SRF I, Air
b)
10
SRF I, Oxy
SRF II, Air
10
SRF II, Oxy
8
6
4
2
0
0 20 40 60 80
8
6
4
2
0
500 600 700 800 900 1,000
∆p in mbar
T in o C
c)
SRF I, ªir
d)
10
SRF I, ºxy
10
SRF II, ªir
SRF II, ºxy
8
8
h in m
During TP I, the specific HCl emissions
range from 69 mgHCl/MJ th,LHV (SRF I, air)
up to 340 mgHCl/MJ th,LHV (SRF II, oxyfuel),
whereas the corresponding numbers
for TP II vary between ~ 0 mgHCl/MJ th,LHV
(SRF I, oxyfuel) and 65 mgHCl/MJ th,LHV
(SRF II, oxyfuel). Taking into account all
test periods and all combustion atmospheres,
the combustion of SRF II results
in higher specific HCl emissions, especially
during TP I. This is justified by the higher
Cl content of SRF II (0.74 wt.%db) in
comparison to SRF I (0.59 wt.%db). An
oxyfuel combustion atmosphere causes
higher specific HCl emissions, independent
of the type of bed material. This implies
that the higher partial pressure of CO 2
and H 2 O in the CFB riser inhibits HCl absorption
in that case. Under the experimental
boundary conditions, there is no
distinguished influence of average riser
temperature on the HCl absorption phenomena
recognizable. The presence of a
Ca-species based solid inventory during
the course of TP II clearly suppresses the
specific emissions of HCl according to Eqs.
2 and 3.
(2)
(3)
h in m
6
4
2
0
0 20 40 60 80
h in m
6
4
2
0
500 600 700 800 900 1,000
At this point it is also worth mentioning,
that there is a likely further HCl absorption
by fine fly ash particles in the course of flue
gas treatment (i.e. heat removal, particle
clean up). This effect is not taken into account
by the current evaluation methodology.
Therefore, specific HCl emissions at
stack tends to be even lower as the values
noted above. The fate of chlorine in the CaL
process and the chlorine retention in the
framework of the CaL calciner are discussed
elsewhere [14].
∆p in mbar
T in o C
Conclusions
Fig. 4. CFB reactor profiles test period I (Sand-CFB, top line) and test period II (CaL-CFB,
bottom line) Graph a and c: pressure difference, Graph b and d: temperature.
e NO in mg NO /MJ th,LHV
200
150
100
50
0
SRF I, Air
SRF I, Oxy
SRF II, Air
SRF II, Oxy
loc (-)
200
a) b)
e NO in mg NO /MJ th,LHV
50
SRF I, Air
SRF I, Oxy
SRF II, Air
SRF II, Oxy
1.2 1.4 1.6 1.8
0
1.2 1.4 1.6 1.8
150
100
loc (-)
Fig. 5. Specific NO emissions (e NO ) as a function of local stoichiometric oxygen-to-fuel-ratio ( loc )
for test period I (Graph a) and test period II (Graph b).
Within the framework of this study, the
combustion of solid recovered fuels was assessed
at a semi-industrial 1 MW th CFB test
facility under the boundary conditions prevailing
in novel CFB CCS applications. In
the course of pilot testing, a wide range of
experimental boundary conditions was established.
This particularly implies the utilization
of two different bed materials (silicate
sand, limestone) and two different
combustion atmospheres (oxygen enriched
air, oxyfuel) as well as two different types
of SRF. During more than 250 hours of CFB
operation, the stoichiometric oxygen-tofuel
ratio and the combustion temperature
was varied in order to derive implications
about the gaseous emissions of NO and
HCl. It was found that the recirculation of
flue gas in the case of oxyfuel combustion is
beneficial to reduce specific NO emissions,
whereas the opposite effect is the case for
the specific emissions of HCl. The influence
55

Combustion of solid recovered fuels – Implications on gaseous emissions VGB PowerTech 3 l 2020
e HCI in mg HCI /MJ th,LHV
500
400
300
200
100
of the bed material on the specific emission
can be summarized as follows. For NO
emissions, there is slight tendency towards
higher specific emissions in case of a Caspecies
based inventory. On the other
hand, HCl is absorbed by CaO, which results
in significantly lower specific HCl
emission in the case of the CaL calciner.
Acknowledgements
The research leading to these results has
received funding from the German Ministry
of Economic Affairs and Energy based
on a resolution of the German Parliament
(MONIKA, FKZ: 03ET7089).
References
SRF I, Air
SRF II, Air
SRF I, Oxy
SRF II, Oxy
0
750 800 850 900
0
750 800 850 900
T in o C
T in o C
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500
a) SRF I, Air SRF I, Oxy b)
SRF II, Air SRF II, Oxy
400
e HCI in mg HCI /MJ th,LHV
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300
200
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Symbols
T temperature, °C
y concentration, vol.%
e specific emission, mg/MJ th,LH V
Abbreviations
ASU air separation unit
BECCS bioenergy carbon capture and
storage
CaL calcium looping
CCS carbon capture and storage
CFB circulating fluidized bed
FB fluidized bed
GPU gas processing unit
SAR secondary air ratio
SRF solid recovered fuel
TP test period
Greek letters
Subscripts
oxygen-to-fuel ratio
loc local l
56

VGB PowerTech 3 l 2020
Fluid structure interaction analysis of a surge-line using coupled CFD-FEM
Fluid structure interaction analysis of
a surge-line using coupled CFD-FEM
Muhammad Abdus Samad, Xiang bin li and Hong lei Ai
Kurzfassung
Analyse der Fluid-Struktur-Interaktion einer
Verbindungsleitung mittels gekoppelter
CFD-FEM
Die Vermischung mit Wasser unterschiedlicher
Temperatur in der Druckstoßleitung des Druckbehälters
kann zu einer thermischen Schichtung
führen, dann kann es zu einer erheblichen
Verformung der festen Struktur aufgrund unterschiedlicher
thermischer Ausdehnung an
verschiedenen Teilen der Struktur kommen,
was eine Bedrohung für die Sicherheit der Anlage
darstellt. Um den Kopplungsmechanismus
besser zu verstehen, werden die entsprechenden
Eigenschaften in einer Druckstoßleitung mit
Hilfe von CFD-Software (ANSYS CFX) und
FEM-Löser (ANSYS MECHANICAL) analysiert.
Zuerst wird die Fluidtemperaturverteilung berechnet,
dann werden die entsprechenden thermischen
und mechanischen Eigenschaften analysiert.
Es wird festgestellt, dass eine große stationäre
Spannung an den Rändern des
Hauptrohrs.
l
Authors
Muhammad Abdus Samad
Xiang bin li
School of Nuclear Science and Engineering
North China Electric Power University
Beijing, China
Hong lei Ai
Nuclear Power Institute of China
Sichuan, China
The mixing with different-temperature water
in the pressurizer surge line may result in
thermal stratification, then the significant
deformation of the solid structure due to different
thermal expansion at different parts
of the structure perhaps occur, which will be
a threat for the plant safety. To better understand
the coupling mechanism, the corresponding
characteristics in a pressurizer
surge line is analyzed using CFD software
(ANSYS CFX) and FEM solver, (ANSYS ME-
CHANICAL). The fluid temperature distribution
is calculated first, then the corresponding
thermal and mechanical characteristics
are analyzed. It is found that a large steady
state stress present at the edges of the main
pipe and the pressurizer, the consequent deformation
showed large displacement at the
center of the surge line.
Introduction
The surge line is the pipe that connects the
pressurizer with the hot leg of the primary
loop. As the controlling of the pressure
takes place in the pressurizer, surge line
acts as the in between of main pipe and the
pressurizer. As a consequence of pressure
control the surge line experiences thermal
stresses along its life time. These stresses
are often cyclic in nature given the nature
of the load that the power plant experiences,
such cyclic stress over time cause
material fatigue and in worst cases can
cause significant damage and are therefore,
a big factor for plant safety design.
The deformation of these line can cause
rupture and the subsequent leakage may
have undesirable effects on plant working.
There have been many reports on the damage
of piping in PWR plants due to thermal
stresses. In the US there have been reports
from Trojan plants regarding unusually
large piping displacements due to thermal
stratification, which resulted in crushed insulations,
decreased gaps among rupture
restraints and heavier pipe support loads,
Beaver valley 2 also had unexpected pipe
displacements which caused the snubbers
to stroke out. In Slovakia the surge line elbow
at Bouhnice3 had to be replaced because
the calculated cumulative fatigue
usage factor was high [1]. Piping in PWR
plants have been undergoing unwanted
thermal stress for quite a long time, the reports
of unwanted movement in pipes as a
result of inadequate calculations of material
and fluid interaction have been available
in the literature from as early as 1995
when PWR plants in France reported experiencing
thermal stratification due to the
geometry which were un-accounted for in
the design calculations. This stratification
continued in steady state and the stresses
were calculated by 1d-2d method developed
by FRAMOTOME [2]. The same year
a German PWR presented its own study on
the existence of stratification in PWR reactors
especially in the horizontal regions, in
his paper they used ADINA code to calculate
the stress in the surge line [3]. The
Atomic Regulatory Board of India worked
on developing an Analytical model for induced
stress using intermixing layer they
validated their model by testing it on a
surge line [4]. In recent literature Korean
Institute of Nuclear Safety worked on these
stresses present in Surge lines in detail and
performed several analysis to calculate the
thermal stress in in-surge out-surge cases
using commercially available ANSYS codes
[5]. Also similar techniques were used at
Beijing university of Chemical Engineering,
Harbin University of Engineering, Xian
Jiao tang University to evaluate thermal
stresses and the consequent effects on the
surge line [6-8].
Although much work has been done on the
different cases of transient there is severe
lack of work on steady state of thermal
stratification present in the surge line as
first observe in France. In this paper conjugate
heat transfer analysis is performed on
a surgeline PWR in ANSYS CFX, then the
steady state temperature profile is then
transferred to ANSYS Mechanical to calculate
the stress acting on the surge line in
steady state.
Model
Physical Model
As shown in the F i g u r e 1 , the concerned
structure is a pipe of diameter 360 mm connected
to main pipe with a diameter
870 mm perpendicularly. The material of
the pipe is stainless steel and it has physical
parameters as defined in Ta b l e 1 .
For this simulation the working fluid is water.
The water in surge line comes from the
pressurizer where the temperature is
57

Fluid structure interaction analysis of a surge-line using coupled CFD-FEM VGB PowerTech 3 l 2020
Tab. 1. Physical properties of surge line.
Physical properties
Inner diameter surge-line
Outer diameter surge-line
Length of surge line center arc
Length of main pipe section
Outer diameter main-pipe
Inner diameter main-pipe
Inner diameter surge-line
Outer diameter surge-line
284 .20 mm
360 mm
19.187 m
4.23 m
870 mm
736 mm
284 .20 mm
60 mm
Tab. 2. Sensitivity Analysis.
Mesh Id
Maximum
Element
Size
Mesh cells
Average
Mesh
quality
1 0.003 9011907 0.85209
2 0.004 3966425 0.85091
3 0.006 1371084 0.84793
4 0.008 739633 0.84512
Fig. 2. Mesh of fluid and solid structure.
90 o
Line 180 o
Line 90 o
Line 0 o
180 o 270 o 0 o 0 m
Starting point
Fig. 3. Position of lines with respect to pipe.
Sensitivity analysis along 0 o Line
Sensitivity analysis along 90 o Line
260
240
0.08
0.06
0.04
0.03
260
240
0.08
0.06
0.04
0.03
220
220
Fig. 1. Mesh of surge line structure.
around 270 °Celsius. While cold water at
120 °C flows through the main pipe at an
average wave velocity of 15.6 m/s. The
flow in the surge line is taken as 0.1 m/s towards
the main pipe. In this study the
steady state analysis is done on the surge
line so the initial condition of the pipe are
taken as the temperature of the main pipe.
The simulation was tested in increasingly
refined mesh to test the independence of
the mesh. The results were then compared
in ANSYS CFD.
Meshing and Sensitivity Analysis
The accuracy of the results in any discrete
simulation depends significantly on the
mesh. The solution space should be defined
in such a manner that the simulation
could be completed accurately and with
low amount of utilized resources. For evaluating
the temperature profile of the structure
under discussion our region of interest
was the connection connecting portion be-
Temperature
Temperature
200
180
160
140
Sensitivity analysis along 180 o Line
Temperature
120
120
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4
Length in m
Length in m
260
240
220
200
180
160
140
120
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4
Length in m
Fig. 4. Sensitivity Analysis of mesh.
0.08
0.06
0.04
0.03
Temperature
200
180
160
140
260
240
220
200
180
160
140
Sensitivity analysis along 270 o Line
0.08
0.06
0.04
0.03
120
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4
Length in m
58

VGB PowerTech 3 l 2020
Fluid structure interaction analysis of a surge-line using coupled CFD-FEM
Temperature
230
220
210
200
190
180
Fluid Temperature Pilot
0 o Line
90 o Line
180 o Line
270 o Line
tween the two the pipes. So a separate body
was assigned and the mesh in that body
was refined step by step until desired quality
of results were achieved. The details of
the mesh are provided in the table the
mesh was made using ICEM, the connection
of interest was sized using the body sizing
function to achieve the max element
size as shown in table. The fluid inside of
the structure was meshed separately as it is
required in conjugate heat transfer for the
solid and fluid domains to be defined separately
The sensitivity analysis as well as all the
other data in this paper is plotted along the
length of four lines on the surface of the
structure, these lines run parallel to the
axis of the surge line and are labeled by the
angle at which they end near the pressurizer
end of the surge line as seen in F i g -
u r e 4 . These lines start from the part of
Temperature
170
170
160
160
150
150
140
0 0.5 1 1.5
140
0 0.5 1 1.5
Length in m
Length in m
Fig. 5. Temperature of Surge line fluid and structure.
Fig. 6. Temperature Contours of structure and fluid.
230
220
210
200
190
180
sure line near the main pipe, the data is
plotted along the length of the line and at
the end point the face of pipe is considered
for their names.
Results
Structure Temperature Pilot
0 o Line
90 o Line
180 o Line
270 o Line
Considering the results of the sensitivity
analysis of the mesh it can be seen that the
results of Mesh id 1 and Mesh id 2 have
converged, therefore mesh id 2 was used to
perform further analysis in order to reduce
the computational cost.
As we are interested in the effects on structure
under surge line operational conditions
we first carried out the conjugate heat
transfer analysis on the pipe, during this
analysis the effects of both convection of
liquid and the consequent heat conduction
with the structure are considered and we
are provided with a comprehensive temperature
profile of the structure ,which
considering the thickness of pipe is necessary
for an accurate analysis as the surface
temperature of the fluid doesn’t provides
the complete picture.
These temperature are then exported to
ANSYS mechanical where further analysis
on the stress resulting from these conditions
were calculated, further the deformations
as a result of the stress were also computed.
Temperature of Structure
The temperature of the surgeline surface is
given in F i g u r e 5 . It can be observed
from the graph that at the starting point of
plot a severe case of thermal stratification is
present, as the O o line experiences lower
temperature while 180 o line is subjected
to higher temperature. This is as expected
and has been widely reported in the literature.
As the section near the hot leg is the
location where the mixing of fluids takes
place.
As we move upwards along the pipe away
from the main pipe the thermal stratification
reduces and at 0.5 m distance all the
temperature achieves the uniform temperature,
which is the temperature of the fluid
entering from the pressurizer.
Temperature Relations
The structure temperature is the temperature
we are interested in however in the
working conditions the temperature sensors
are present in the fluid instead of the
structure so it is useful to have a relation
that gives an approximate temperature for
the structure at a particular point if temperature
of the fluid is available from the
sensors.
Using the simulated data a second order
equation was developed that provides the
temperature of the structure corresponding
to the line length and the temperature
of fluid at that point and are given as follows,
the co-efficient provided are with
95 % confidence interval, Ta b l e 3 :
Equivalent stress
To compute the stress in the structure the
thermal temperature were loaded onto the
structure, as we are only interested in the
thermal stress the mechanical stresses due
to fluid flow were ignored. The sections of
surge line where it is connected with the
pressurizer and main pipe are considered
as fixed supports for this analysis.
The results of stress can be divided into
three regions broadly, the first section is
the section that is near the main pipe, this
section experiences very high stress as expected,
we can also see that in F i g u r e 7,
where 180 o line experiences lower stress as
compared to the other lines however after
reaching a minimum value it starts to rise
and then we see that all the lines having a
same general trend with 180 o line and 0 o
59

Fluid structure interaction analysis of a surge-line using coupled CFD-FEM VGB PowerTech 3 l 2020
Tab. 3. Temperature relations.
T structure (l line ,T fluid ) = p 00 + p 10 l line + p 01 T fluid + p 20 l line
2
+ p 11 l line T fluid + p 02 T fluid
2
Line 1 Line 2
p 00 = -276.7 (-652.7, 99.2)
p 10 = -0.8854 (-1.385, -0.3856)
p 01 = 7.531 (3.653, 11.41)
p 20 = -9.293e-05 (-0.0001075, -7.835e-05)
p 11 = 0.00458 (0.002426, 0.006734)
p 02 = -0.02453 (-0.03519, -0.01387)
Goodness of fit:
SSE: 2048
R-square: 0.9404
Adjusted R-square: 0.9352
RMSE: 5.942
line experiencing more stress than 90 o line
and 270 o line.
In section 2 graph this can be observed
even more clearly as we can see a clear division
between the stresses experienced by
one section of the pipe as compared to the
other section. In section 3 we observe that
the previous trend reaching the end at 14 m
where the pipe experiences a sharp turn
p 00 = -1222 (-2119, -324.9)
p 10 = -0.5261 (-0.7273, -0.325)
p 01 = 14.59 (6.563, 22.61)
p 20 = -3.921e-05 (-4.695e-05, -3.147e-05)
p 11 = 0.002607 (0.001698, 0.003516)
p 02 = -0.0366 (-0.05454, -0.01866)
Line 3 Line 4
p 00 = 228.1 (191, 265.2)
p 10 = 0.04682 (-0.03542, 0.1291)
p 01 = -0.1856 (-0.3752, 0.004024)
p 20 = -0.0001034 (-0.0001209, -8.582e-05)
p 11 = 0.0005824 (0.0002221, 0.0009427)
p 02 = -0.0005446 (-0.001159, 6.955e-05)
Equivalent Stress in Pa
Goodness of fit:
SSE: 3139
R-square: 0.9134
Adjusted R-square: 0.9059
RMSE: 7.357
Goodness of fit:
SSE: 156.3
R-square: 0.9708
Adjusted R-square: 0.9683
RMSE: 1.642
p 00 = 204.4 (174.8, 234)
p 10 = -0.1004 (-0.1327, -0.06796)
p 01 = 0.657 (0.3585, 0.9555)
p 20 = -6.994e-05 (-7.681e-05, -6.307e-05)
p 11 = 0.001042 (0.0008915, 0.001193)
p 02 = -0.003653 (-0.004466, -
Goodness of fit:
SSE: 342.5
R-square: 0.9832
Adjusted R-square: 0.9818
RMSE: 2.430.002839)
and a new trend of extremely high stress is
observed due to the incoming stream of hot
water from the pressurizer.
Deformation
In the total F i g u r e 8 we can observe the
deformation experienced by the structure
under the above mention stresses, the deflection
is mostly observed in the middle
Von-mises Stress Plot Section 1 Von-mises Stress Plot Section 2
x10 7 x10 7
15
4
0 o Line
90 o Line 3.5
180 o Line
270 o Line
3
10
5
Equivalent Stress in Pa
0 o Line
90 o Line
180 o Line
270 o Line
0
0
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5 5.5 6 6.5 7 7.5 8 8.5 9 9.5 10
Length in m
Length in m
2.5
2
1.5
1
0.5
region of the pipe which is the unsupported
region of the pipe, in our model this region
was considered as unsupported but in
an actual plants these regions movements
are usually limited by supporting structures.
Conclusions
The thermal stresses in the surge lines due
to thermal stratification is a widely observed
phenomenon, in this paper a steady
state analysis of the flow in surge line was
conducted to analyze a long term outlook
of surge line under continued stress, the
results are concluded in the flowing points.
The stresses in the surge line are present in
the steady state especially in the section of
the surge line near the main pipe, these
stress exists due to the thermal stratification
where the mixing of hot and cold water
takes place.
The equivalent stress show that as we move
further away from the hot leg of the main
pipe the stresses first decrease and then
start to reach a very high value near the
pressurizer opening, this is due to the extremely
high temperature at the inlet of the
surgeline.
The deformation resulting from these
stresses effect mostly the middle of the
surge line pipe as there is no support between
the endpoints in a considerably
large structure, for practical purposes
support of some kind are recommended
in between the pressurizer and the main
pipe.
An approximation of the outer surface
structure temperature based on the temperature
of fluid at the boundary was also
calculated from the simulated results, this
can be useful in practical implementation
where fluid data from sensors is generally
available.
Fig. 7. Equivalent stress in surge line.
Equivalent Stress in Pa
x10 8 Von-mises Stress Plot Section 3
4
0 o Line
3.5
90 o Line
180 o Line
270 o Line
3
2.5
2
1.5
1
0.5
Deformation in m
0.025
0
0
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
Length in m
Length in m
0.02
0.015
0.01
0.005
x10 8
Total deformation Plot
0 o Line
90 o Line
180 o Line
270 o Line
Fig. 8. Deformation in surge line.
60

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VGB PowerTech 3 l 2020
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l
VGB-Standard
Construction and installation supervision in
the manufacture and assembly of water-tube boilers
and associated systems in thermal power plants
Edition 2015 – VGB-S-013-00-2014-12-EN
DIN A4, 155 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers € 160.–, for non mem bers € 240.–, plus VAT, ship ping and hand ling.
The purposes of this VGB-Standard on construction and installation supervision in the manufacturing and
assembly of water-tube boilers and associated systems in thermal power plants is to assist in securing the
quality expected and required by the plant owner or operator as the customer.
The market situation is compelling contractors (manufacturers and suppliers) to offer their products and
services more and more cheaply. Experience shows that cost savings in manufacture are essentially
implemented at the expense of quality.
Stipulation of quality assurance measures by the customer, from the tendering process to final inspection,
is therefore essential. This standard is a suitable basis for achievement by customers and contractors of the
VGB PowerTech e.V. Fon: +49 201 8128 – 200
Deilbachtal 173
Fax: +49 201 8128 – 329
required quality.
45257 Essen/Germany www.vgb.org
This standard covers the processes from ordering to placing on the market of the water-tube boiler and its
system components. Placing on the market is completed with the commissioning test to Section 14 of the
German Ordinance on Industrial Safety and Health. The process of commissioning is not covered by this
standard.
Construction and installation supervision are defined as follows within the meaning of this standard:
VGB-Standard
Construction and installation
supervision in the
manufacture and assembly
of water-tube boilers and
associated systems in
thermal power plants
VGB-S-013-00-2014-12-EN
– Construction supervision: Measures to assure quality during the manufacture of system parts and components, from ordering through design
and manufacturing to delivery at site.
– Installation supervision: Measures to assure quality at site, from incoming inspection to commissioning of the system.
The transition from manufacture, governed by the Pressure Equipment Directive (PED), to operation under the stipulations of the German
Ordinance on Industrial Safety and Health (BetrSichV), which commences with testing prior to commissioning under the terms of Section 14,
is to be agreed by the customer and contractor. The transitions of various packages of goods and services are in particular to be described
and agreed with the Accredited Inspection Body.
This standard is a collection of experience and recommendations which cannot completely reflect the current state of the art in all cases, but was
compiled to the best of the authors’ knowledge. It is intended to summarize the available information on and experience of certain findings in
this field, so as to facilitate the work of the user. It is hoped that this standard will make a significant contribution to securing plant quality and
thus also to achieving the much sought-after longer intervals for recurrent tests.
It is the responsibility of the user to ensure compliance with patents and other property rights. Where reference is made in this standard to laws,
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accordingly.
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Testplan aus IT-/Cyber-Security-Sicht für Energieerzeuger VGB PowerTech 3 l 2020
Der Testplan gemäß § 4 II g)
EU-VO (2017/2196) und vorgelagerte
EU-VO´s aus IT-/Cyber-Security-Sicht
für Energieerzeuger
Stefan Loubichi
Abstract
The test plan according to § 4 II g)
EU-VO (2017/2196) and upstream
EU-VO’s from an IT/cyber security
perspective for utilities
Various binding EU regulations such as (EU)
2017/1485, (EU) 2016/631 and (EU) 2017/
2196 show the energy market that the European
Union is serious about the concrete harmonization
in terms of security for the energy sector. The
interesting thing is that the regulations address
both network operators and energy producers.
What is strange, however, is that some players in
energy market either do not (want to) know these
regulations or classify them as non-binding.
At the last possible point in time (19th of December
in 2019), the four transmission system operators
agreed on a test plan for the implementation
of the requirements from the EU Regulation (EU)
2017/2196. In this article, we focus on the aspects
of the test plan that are relevant for IT / OT
security:
––
Company based telephony
––
Satellite telephony
––
Process data communication
––
Backup power supply for the communication
systems
––
Review of critical IT systems and plants
In this essay it is not only presented that these
measures use more than costs, but that an implementation
of the test plan also helps to demonstrate
the implementation of the standards ISO /
IEC 27001, 27002 and 27019.
It is certainly also interesting that, in accordance
with Article 5 of EU Regulation (EU) 2016/631,
the other relevant EU regulations and the test
plan primarily refer to type C and D of the power
plants. While the initial German version of the
Kritis-VO (still) sees the threshold value for energy
supply at 420 MW, the EU regulation
2016/631 sees criticality much earlier at 50 MW.
This will have consequences for future German
assessments.
l
Autor
Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./
Dipl.-Vw. Stefan Loubichi
international experienced lead auditor for
management systems (ISO 27001,
ISO 14001, ISO 9001, ISO 45001,
ISO 26000), auditor according to
§ 8 BSI-Law and IT-security catalogue, more
than ten years of international experience in
implementing IT- and cyber security
Essen, Deutschland
Die Verordnungen (EU)
2017/1485 sowie (EU) 2016/631
Im Mittelpunkt der EU-Verordnung
2017/1485 (zur Festlegung einer Leitlinie
für den Übertragungsnetzbetrieb) stehen
sowohl die Betriebssicherheit als auch die
Koordination der Übertragungsnetzbetreiber.
Es werden als konkrete Ziele benannt:
––
die Festlegung gemeinsamer Anforderungen
und Grundsätze für die Betriebssicherheit
––
die Gewährleistung der erforderlichen
Bedingungen für die Aufrechterhaltung
der Betriebssicherheit
––
die Unterstützung der Koordination
beim Netzbetrieb und bei der Betriebsplanung
In Hinblick auf den Aspekt der Betriebssicherheit
werden unter anderem folgende
Netzzustände differenziert:
––
Normalzustand
––
Gefährdeter Zustand
––
Notzustand
––
Blackout-Zustand
Gemäß der EU-Verordnung 2017/1485 obliegen
den Übertragungsnetzbetreibern
verschiedene Aufgaben in Bereichen wie
dem Blindleistungs-, dem Kurzschlussstrom-
und dem Leistungsflussmanagement.
Des Weiteren wird der Aspekt der
Betriebsplanung hinreichend spezifiziert.
Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) entwickeln
dabei gemeinsam eine Liste von
Year-Ahead-Szenarien, anhand derer sie
den Betrieb des Verbundübertragungsnetzes
für das folgende Jahr abschätzen. Aufgrund
dieser Szenarien erstellt jeder Übertragungsnetzbetreiber
ein sog. Year-Ahead-
Einzelnetzmodell.
Für die verschiedenen Zeitbereiche sind
zudem Betriebssicherheitsanalysen anzufertigen,
wobei eine regionale Koordination
der Betriebssicherheit über die regionalen
Sicherheitskoordinatoren (RSC) angestrebt
wird. Eine Koordination der Nichtverfügbarkeit
erfolgt dabei ebenfalls, um
die Betriebssicherheit des Übertragungsnetzes
zu gewährleisten. In diesem Zusammenhang
müssen die Übertragungsnetzbetreiber
mittels festgelegter Methode die
Relevanz nachfolgender Entitäten ermitteln
und bewerten:
––
Stromerzeugungsanlagen
––
Verbrauchsanlagen
––
Netzbetriebsmitteln
und zwar sowohl im Übertragungsnetz als
auch in den darunter liegenden Verteilernetzen.
In Artikel 26 der EU-Verordnung
2017/1485 wird dabei in Sachen „Sicherheitsplan
zum Schutz kritischer Infrastrukturen“
folgendes festgelegt:
(1) Jeder ÜNB erstellt unter Berücksichtigung
des Artikels 5 der Richtlinie
2008/114/EG des Rates einen vertraulichen
Sicherheitsplan, in dem er die Risiken
der vom jeweiligen Mitgliedstaat bestimmten
Szenarien größerer physischer Bedrohungen
und Cyberbedrohungen für die in
seinem Eigentum stehenden oder von ihm
betriebenen Anlagen bewertet.
(2) Der Sicherheitsplan muss möglichen
Auswirkungen auf die europäischen Übertragungsverbundnetze
Rechnung tragen
und organisatorische und physische Maßnahmen
zur Verringerung der festgestellten
Risiken umfassen.
(3) Jeder ÜNB überprüft den Sicherheitsplan
regelmäßig, um ihn an Änderungen
der Bedrohungsszenarien und die Entwicklung
des Übertragungsnetzes anzupassen.
Von weiterer Relevanz ist zweifelsfrei auch
Artikel 55 der EU-Verordnung „Zuständigkeiten
der SNN (signifikanter Netznutzer)“,
aus dem wie folgt zitiert wird:
(1) Jeder Eigentümer eines signifikanten
Netznutzers (SNN) unterrichtet den Übertragungsnetzbetreiber
(ÜNB) oder Verteilnetzbetreiber
(VNB), mit dem er über einen
Netzanschlusspunkt verfügt, über jede
geplante Änderung der technischen Fähigkeiten
seiner Anlage, die sich auf die Erfüllung
der Anforderungen dieser Verordnung
auswirken könnte, bevor er sie vornimmt.
(2) Jeder Eigentümer eines SNN unterrichtet
den ÜNB oder VNB, mit dem er über
einen Netzanschlusspunkt verfügt, über
jede Betriebsstörung in seiner Anlage, die
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VGB PowerTech 3 l 2020
Testplan aus IT-/Cyber-Security-Sicht für Energieerzeuger
sich auf die Erfüllung der Anforderungen
dieser Verordnung auswirken könnte, so
bald wie möglich nach deren Auftreten.
(3) Jeder Eigentümer eines SNN unterrichtet
den ÜNB oder VNB, mit dem er über
einen Netzanschlusspunkt verfügt, über
die Testpläne und -verfahren zur Überprüfung
der Konformität seiner Anlage mit
den Anforderungen dieser Verordnung
rechtzeitig vor dem Beginn der Tests. Der
ÜNB oder VNB genehmigt die geplanten
Testpläne und -verfahren rechtzeitig im
Voraus und darf seine Genehmigung nicht
ohne triftigen Grund vorenthalten. Verfügt
der SNN über einen Netzanschlusspunkt
mit dem VNB und interagiert er gemäß Absatz
2 ausschließlich mit dem VNB, kann
der ÜNB vom betreffenden VNB alle Ergebnisse
von Konformitätstests anfordern, die
für die Betriebssicherheit seines Übertragungsnetzes
relevant sind.
(4) Auf Anforderung des ÜNB oder VNB
gemäß Artikel 41 Absatz 2 der Verordnung
(EU) 2016/631 und Artikel 35 Absatz 2 der
Verordnung (EU) 2016/1388 führt der Eigentümer
des SNN im Einklang mit den
genannten Verordnungen während der gesamten
Lebensdauer seiner Anlage Konformitätstests
und -simulationen durch, insbesondere
nach einem Fehler, einer Änderung
oder dem Austausch von Betriebsmitteln,
der/die sich auf die Übereinstimmung
der Anlage mit den Bestimmungen
dieser Verordnung auswirken könnte, was
die Fähigkeit zur Einhaltung der angegebenen
Werte, die zeitlichen Vorgaben in Bezug
auf diese Werte und die Verfügbarkeit
oder in Auftrag gegebene Erbringung von
Systemdienstleistungen betrifft.
Für viele irritierend ist die Bezeichnung
„EU-Rechtsakt ohne Gesetzescharakter“,
d.h. es wird hier zu Unrecht angenommen,
dass diese Verordnung nicht bindend sei.
Dies ist jedoch nicht zutreffend:
Gemäß Artikel 289 des Vertrags über die
Arbeitsweise der Europäischen Union
(AEUV) handelt es sich bei Rechtsakten
ohne Gesetzescharakter um Beschlüsse,
die im Allgemeinen von der Europäischen
Kommission nach erfolgter Befugnisübertragung
(delegierte Rechtsakte) oder zur
Umsetzung eines Gesetzgebungsaktes
(Durchführungsrechtsakte) angenommen
werden. Damit ein Rechtsakt ohne Gesetzescharakter
erlassen werden kann, muss
demnach ein Gesetzgebungsakt der Kommission
zuerst die Befugnis dazu übertragen,
den Akt zu erlassen. Verordnungen
und Richtlinien, die an alle EU-Länder gerichtet
sind, und Beschlüsse ohne Adressaten
werden im Amtsblatt der Europäischen
Union veröffentlicht. Sie treten entweder
an dem angegebenen Datum oder, wenn
kein Datum festgelegt wurde, am zwanzigsten
Tag nach ihrer Veröffentlichung in
Kraft. Es ist hier nichts zu beanstanden.
Somit ist EU-Verordnung 2017/1485 ebenso
zwingend zu beachten und umzusetzen
wie die EU-Verordnung 2016/631 vom
14. April 2016 zur Festlegung eines Netzkodex
mit Netzanschlussbestimmungen für
Stromerzeuger.
Gemäß Artikel 2 I b) der EU-Verordnung
2017/1748 sind als SNN zu betrachten:
„Bestehende und neue Stromerzeugungsanlagen,
die gemäß den Kriterien des Artikels
5 der Verordnung (EU) 2016/631 der
Kommission (2) als Stromerzeugungsanlagen
des Typs B, C und D eingestuft werden
oder würden“.
Gemäß Artikel 5 der EU-Verordnung
2016/631 sind die Typen B, C und D wie
folgt definiert:
––
Typ B:
Netzanschlusspunkt unter 110 kV und
Maximalkapazität ab einem Schwellenwert,
den jeder relevante ÜNB vorschlägt
[in Kontinentaleuropa 1 MW]. Dieser
Schwellenwert darf nicht über dem angegebenen
Grenzwert liegen.
––
Typ C:
Netzanschlusspunkt unter 110 kV und
Maximalkapazität ab einem Schwellenwert,
den jeder relevante ÜNB vorschlägt
[in Kontinentaleuropa 50 MW]. Dieser
Schwellenwert darf nicht über dem angegebenen
Grenzwert liegen.
Typ D:
Netzanschlusspunkt unter 110 kV und
Maximalkapazität ab einem Schwellenwert,
den jeder relevante ÜNB vorschlägt
[in Kontinentaleuropa 75 MW]. Dieser
Schwellenwert darf nicht über dem angegebenen
Grenzwert liegen.
Im Rahmen der EU-Verordnung 2016/631
werden im Übrigen diverse Anforderungen
an die Stromerzeugungsanlagen der unterschiedlichen
Typen gestellt:
––
Die Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen
des Typs B sehen ein breiteres
Spektrum an automatisierten dynamischen
Reaktionen vor, die eine größere
Widerstandsfähigkeit gegenüber
betrieblichen Vorkommnissen ermöglichen,
um die Nutzung dieser dynamischen
Reaktionen sicherzustellen, und
eine umfangreichere Steuerung durch
den Netzbetreiber sowie Informationen
zur Nutzung dieser Fähigkeiten umfassen.
Die Anforderungen gewährleisten
eine automatisierte Reaktion, um die
Auswirkungen von Netzereignissen zu
begrenzen und für eine optimale dynamische
Reaktion der Stromerzeugungsanlage
auf diese Ereignisse zu sorgen.
––
Die Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen
des Typs C sehen eine präzise,
stabile und gut steuerbare dynamische
Echtzeitreaktion vor, die es ermöglicht,
wichtige Systemdienstleistungen
zu erbringen, um die Versorgungssicherheit
aufrechtzuerhalten. Die Anforderungen
sollten allen Netzzuständen
Rechnung tragen, weshalb die Interaktionen
zwischen Anforderungen, Funktionen,
Regelung und Informationen zur
Nutzung dieser Fähigkeiten detailliert
beschrieben werden sollten; zudem sollten
sie die Echtzeitreaktion des Systems
gewährleisten, die zur Vermeidung von
Systemereignissen sowie für den Umgang
mit diesen Ereignissen und die Reaktion
darauf erforderlich ist. Die Anforderungen
sollten darüber hinaus ausreichende
Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlagen
umfassen, sowohl bei Störungsfreiheit
als auch bei Netzstörungen
angemessen zu reagieren, und die erforderlichen
Informationen und Regelungen
zur Nutzung von Gesamteinrichtungen
zur Stromerzeugung in unterschiedlichen
Situationen vorsehen.
––
Die Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen
des Typs D sollten sich
speziell auf Erzeugungsanlagen mit Anschluss
an höhere Spannungsebenen beziehen,
die Auswirkungen auf die Regelung
und den Betrieb des gesamten Netzes
haben. Sie sollten einen stabilen
Betrieb des Verbundnetzes gewährleisten
und die Nutzung von Systemdienstleistungen
durch Gesamteinrichtungen
zur Stromerzeugung in ganz Europa ermöglichen.
Die Verordnung (EU) 2017/2196
Konkret(er) wird es nun in der Verordnung
(EU) 2017/2196, deren Zweck wir uns hier
erst einmal anschauen:
Festzuhalten ist erst einmal, dass diese EU
Verordnung gemäß Artikel 2 nahezu uneingeschränkt
für die Stromerzeugungstypen
C und D gelten (Kriterien siehe oben)
und in eingeschränktem Umfang auch für
die Typen A und B. Eindeutigkeit ist hier
gegeben durch Artikel 23 IV c) dieser Verordnung,
d.h. alle SNN, die dafür verantwortlich
sind, nach den verbindlichen Vorgaben
der Verordnungen (EU) 2016/631,
(EU) 2016/1388, (EU) 2016/1447 oder
nationalem Recht Maßnahmen an ihren
Anlagen durchzuführen.
Kommen wir nun zur Zielsetzung dieser
EU-Verordnung:
Wenngleich jeder ÜNB für die Aufrechterhaltung
der Betriebssicherheit in seiner
Regelzone verantwortlich ist, teilen sich
alle ÜNB der Union die Verantwortung für
den sicheren und effizienten Betrieb des
Elektrizitätssystems in der Union, da alle
nationalen Netze in gewissem Ausmaß miteinander
verbunden sind und ein Fehler in
einer Regelzone auch auf andere Regelzonen
Auswirkungen haben kann. Der effiziente
Betrieb des Elektrizitätssystems der
Union setzt darüber hinaus eine enge Zusammenarbeit
und Koordination der einzelnen
Akteure voraus.
Es ist daher erforderlich, harmonisierte Bestimmungen
für technische und organisatorische
Maßnahmen festzulegen, um die
Ausbreitung oder Ve