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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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


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.

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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


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.


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


Kurzfassungen


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


MembersŃews

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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MembersŃews 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


MembersŃews

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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Lieferung von Ersatzteilen und

Austauschkomponenten

Montagen und Demontagen

Engineering und Konstruktion

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sofortigen Einsatz bei Ihnen.

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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


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


MembersŃews

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



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


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


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



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



12:45 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



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



15:45 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


MembersŃews

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-

plug and play

100% kompatibel

Baugruppen ab Lager:

KE3 Leistungselektronik

6DT1013 bis 6DT1031 Stepper

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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


MembersŃews

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!


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


MembersŃews

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.


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!


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

MembersŃews

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


15:15 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


„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


Bleiben Sie mit uns in Kontakt, digital und aktuell!

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

21


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


„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


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


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.


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


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.


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!


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


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


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


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.


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


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


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



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



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



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 ]



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





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


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



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 >

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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

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Fax: +49 201 8128-302

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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

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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



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


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



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


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.


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



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

(


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)



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



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



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

Fig. 6. Specific HCl emission (e HCl ) as a function of average riser temperature (T) for test period I

(Graph a) and test period II (Graph b).

300

200

100

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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


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


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


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


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



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


RMSE: 7.357

Goodness of fit:

SSE: 156.3

R-square: 0.9708


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


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


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.


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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Loadings [J]. Transactions of the ASME

326/Vol. 113, 1991

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,

ordinances, regulations or similar and these have been amended in the meantime, the new editions are to be taken into account and applied

accordingly.

Users are requested to inform the VGB Secretariat without delay of any experience gained in the application of this standard, of potential

misinterpretations, of inadequacies of presentation and of suggestions for improvement. These may then flow into additions or amendments.



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

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

61

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

62


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:






Grenzwert liegen.

Typ D:






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.

––


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.

––


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 Verstärkung eines Störfalls

in einem nationalen Netz und das

Übergreifen von Störungen oder Blackout-

Zuständen auf andere Netze zu verhin-

63


dern. Zudem sind harmonisierte Verfahren

festzulegen, die die ÜNB anwenden sollten,

um das Netz nach der Ausbreitung einer

Störung oder eines Blackout- Zustands

in den Warn- oder Normalzustand zurückzuführen.

Jeder ÜNB muss deshalb in den folgenden

drei Phasen einen Systemschutzplan und

einen Netzwiederaufbauplan entwickeln:

in einer Konzeptionsphase zur Festlegung

des genauen Inhalts des Plans, einer Umsetzungsphase,

in der alle erforderlichen

Mittel und Dienstleistungen für die Aktivierung

des Plans ausgearbeitet und eingeführt

werden, und einer Aktivierungsphase,

in der eine oder mehrere Maßnahmen

des Plans im Betrieb angewandt werden.

Die Stromerzeuger sind hierdurch wie folgt

betroffen:

Artikel 41:

ommunikationssysteme

(1) Jeder VNB und SNN gemäß Artikel 23

Absatz 4 Buchstaben b und c, jeder Anbieter

von Systemdienstleistungen zum Netzwiederaufbau

und jeder ÜNB muss über ein

Sprachkommunikationssystem mit ausreichender

Redundanz und Backup-Stromversorgungsquellen

verfügen, um mindestens 24

Stunden lang für den Netzwiederaufbauplan

erforderliche Informationen austauschen zu

können, falls die externe Stromversorgung

vollständig ausfällt oder einzelne Sprachkommunikationsanlagen

nicht zur Verfügung

stehen. Die Mitgliedstaaten können

verlangen, dass die Backup-Stromversorgung

länger als 24 Stunden verfügbar sein

muss.

(2) Jeder ÜNB legt in Konsultation mit den

VNB und SNN gemäß Artikel 23 Absatz 4 sowie

mit Anbietern von Systemdienstleistungen

zum Netzwiederaufbau die technischen

Anforderungen an deren Sprachkommunikationssysteme

und an sein eigenes

Sprachkommunikationssystem fest, um deren

Interoperabilität sicherzustellen und zu

gewährleisten, dass die eingehenden Anrufe

des ÜNB vom jeweiligen Beteiligten identifiziert

und unmittelbar beantwortet werden

können.

Artikel 42

IT-Systeme und Anlagen


Absatz 4 sowie jeder Anbieter von Systemdienstleistungen

zum Netzwiederaufbau

muss bei einem Verlust der Primärstromversorgung

nach den Vorgaben des ÜNB mindestens

24 Stunden lang über kritische

IT-Systeme und Anlagen gemäß Artikel 24

der Verordnung (EU) 2017/1485 verfügen,

die im Netzwiederaufbauplan vorgesehen

sind.

Durch diese Vorgabe ist letztlich klar definiert,

wie die auch in den ISMS – Normierungen

verlangte Ersatzstromversorgung

aus quantitativer Sicht sein muss, und zwar

für klassifizierte Stromerzeuger.

Artikel43

Allgemeine Grundsätze

(2) Bis 18. Dezember 2019 legt jeder ÜNB in

Konsultation mit den VNB, den in Artikel 11

Absatz 4 und Artikel 23 Absatz 4 genannten

SNN, den Anbietern von Systemdienstleistungen

zur Vermeidung der Störungsausweitung

und den Anbietern von Systemdienstleistungen

zum Netzwiederaufbau einen

Testplan fest. In dem Testplan werden die zu

testenden, für den Systemschutzplan und

den Netzwiederaufbauplan relevanten Betriebsmittel

und Fähigkeiten genannt.

(3) Der Testplan muss die zeitlichen Abstände

und Bedingungen der Tests enthalten, wobei

die Mindestanforderungen der Artikel 44

bis 47 einzuhalten sind. Der Testplan muss

die in der Verordnung (EU) 2016/631, der

Verordnung (EU) 2016/1388 und der Verordnung

(EU) 2016/1447 festgelegten Methoden

für die jeweilige geprüfte Fähigkeit

vorsehen. Im Falle von SNN, die nicht der

Verordnung (EU) 2016/631, der Verordnung

(EU) 2016/1388 oder der Verordnung (EU)

2016/1447 unterliegen, muss der Testplan

nationalem Recht entsprechen.

(4) Die ÜNB, VNB, SNN, Anbieter von Systemdienstleistungen

zur Vermeidung der

Störungsausweitung und Anbieter von Systemdienstleistungen

zum Netzwiederaufbau

dürfen die Betriebssicherheit des Übertragungsnetzes

und der angeschlossenen Übertragungsnetze

während des Tests nicht gefährden.

Bei der Durchführung des Tests

müssen die Auswirkungen auf die Netznutzer

minimiert werden.

(5) Der Test wird als erfolgreich erachtet,

wenn die vom relevanten Netzbetreiber gemäß

Absatz 3 festgelegten Bedingungen erfüllt

sind. Der ÜNB, VNB, SNN sowie der

Anbieter von Systemdienstleistungen zur

Vermeidung der Störungsausweitung und

der Anbieter von Systemdienstleistungen

zum Netzwiederaufbau wiederholen den

Test, solange diese Bedingungen nicht erfüllt

sind.

Artikel 48

Test der Kommunikationssysteme

(1) Jeder in Artikel 23 Absatz 4 genannte

VNB und SNN, jeder ÜNB und jeder Anbieter

von Systemdienstleistungen zum Netzwiederaufbau

testet die in Artikel 41 beschriebenen

Kommunikationssysteme mindestens

einmal jährlich.


Absatz 4, jeder ÜNB und jeder Anbieter von

Systemdienstleistungen zum Netzwiederaufbau

testet die Backup-Stromversorgung seiner

Kommunikationssysteme mindestens

alle fünf Jahre.

An dieser Stelle sei darauf verwiesen, dass

diese EU-Verordnung rechtsverbindlich ist.

Die ÜNBs haben die SNNs und andere bei

der Entwicklung des Testplans gemäß

Art. 4 II g) dieser Verordnung freundlicher

Weise beteiligt. Dies bedeutet jedoch in

keinster Weise, dass letztlich die VO EU

2017/2196 noch verhandelbar sei. Diese ist

umzusetzen.

Relevante Aspekte des Testplans

nach der Verordnung (EU)

2017/2196

Gemäß Kapitel 7 des o.g. Testplans sind die

Einrichtungen für die Sprach- und Datenkommunikation

unverzichtbare Hilfsmittel

zur Koordination von Maßnahmen aus

dem Netzwiederaufbauplan und dem Systemschutzplan,

wobei sich der Umfang der

Prüfungen nach dem Vorhandensein von

Kommunikationseinrichtungen und Backup-Stromversorgungssystemen

primär

richtet. Aus diesem Grunde betrachten wir

uns natürlich Kapitel 7.

7.1.1 Betriebstelefonie:

Die Einrichtungen der vom öffentlichen Telefonnetz

getrennte Betriebstelefonie, und

somit die Durchführung der Tests, stehen

dabei in der Verantwortung des jeweiligen

Netzbetreibers, d.h. die daran angeschlossenen

SNN sind ausschließlich für die

Überprüfung der Einrichtungen in ihrem

Eigentum im Rahmen gemeinsamer Tests

mit dem Netzbetreiber verantwortlich.

Als Testverantwortliche werden „nur“

Energieerzeugungsanlagen der Typen C

und D angesehen und hier der Kommunikationsweg

des Energieerzeugers zum

VNB 1. Klasse sowie ggf. zum ÜNB.

In der Regel sollte dies die angesprochene

Klasse von Energieerzeugern vor keine

Probleme stellen.

7.1.2 Satellitentelefonie

Im Rahmen einer weiteren Eskalationsstufe,

d.h. beim Komplettausfall des öffentlichen

Telefonnetzes und der Betriebstelefonie

ist sicherzustellen, dass die Leitstellen

der ÜNB und die für die Netz- und Systemführung

relevanten Partner über die Satellitentelefonie

desselben Anbieters verfügen

und damit die Kommunikation nicht

von der Verfügbarkeit von Bodenstationen

abhängig und damit unabhängig von der

örtlichen Telekommunikation ist.

Eine Funktionsprüfung hat zum VNB

1. Klasse sowie ggf. zum ÜNB monatlich zu

erfolgen, wobei auch hier wiederum die

Typen C und D der Erzeugungsanlagen betroffen

sind.

Hierbei ist eine Vorauswahl zu Gunsten der

SAT-Telefonieanbieter Inmarsat und Iridium

erfolgt.

Dass man eine Alternative bei Wegfall der

öffentlichen Telefonnetze sowie der vom

öffentlichen Telefonnetz unabhängigen

Betriebstelefonie benötigt ist unstrittig. Es

sei an dieser Stelle aber die Frage gestattet,

ob Satellitentelefonie hier ultima ratio ist.

Für eine zuverlässige Satellitenkommunikation

muss Sichtverbindung von der Antenne

des Satellitentelefons zum Satelliten

bestehen und die erste Fresnelzone muss

64



frei von jeglichen Hindernissen sein. Dies

kann aber nicht immer garantiert werden.

Iridium

Zur Netzabdeckung über Iridium muss Folgendes

festgestellt werden:

Die Kommunikation mit Iridium ist in der

Regel von jedem Standort auf der Erdoberfläche

mit freier Sicht zum Himmel möglich.

Leider kann der Iridium-Empfang

zeitweise ausfallen.

Bei einem Iridium-Empfangsausfall befindet

sich ein Objekt in der ersten Fresnelzone

und stört dadurch die Sichtverbindung

vom Satellitentelefon zum Iridium-Satelliten.

Deshalb dürfen sich in der ersten Fresnelzone

keine Sträucher, Bäume, Felsen,

Haus- und Hüttenwände befinden. Außerhalb

der Polarregion befinden sich Iridium-

Satelliten zeitweise sehr tief am Himmel,

d.h. hier liegt ein kleiner Höhenwinkel vor.

Das ist der Grund, warum die Satellitenkommunikation

über das Iridium-Satellitennetzwerk

sehr anfällig für Störungen

der Sichtverbindung ist.

Erst ab einem Höhenwinkel von 8,2 ° ist Unterbrechungsfreiheit

bei klarer Sicht zum

Himmel in alle Richtungen gegeben. Als

Faustregel gilt hier, dass die Höhe der geballten

Faust bei waagerecht ausgestrecktem

Arm ungefähr dem Höhenwinkel von

8,2 ° entspricht. Kein Objekt darf höher als

die geballte Faust zum Himmel ragen.

Iridium Communication ist ein US-amerikanisches

Unternehmen mit Sitz In Virginia.

Inmarsat:

Inmarsat arbeitet mit vier geostationären

Satelliten, die ca. 36.000 km über dem

Äquator installiert sind. Freie Sicht in Richtung

Satellit ist Voraussetzung für Empfang.

Hindernisse wie steile Berge, Bäume

oder Bebauung könnten besonders mit zunehmender

Distanz zum Äquator den Horizont

dorthin verdecken.

Das vorstehend beschriebene Satellitensystem

Iridium hat erdumlaufende Satelliten,

welche auch die Polkappen überqueren

und sich im Bezug zu dem Kommunikationspartner

bewegen. Bei Inmarsat stehen

die Satelliten im Bezug zum Kommunikationspartner

fest über dem Äquator. Der

Winkel des Satelliten über dem Horizont in

Richtung Äquator wird aufgrund der geostationären

Ausrichtung mit zunehmender

Distanz immer flacher. Physische Hindernisse

(wie zum Beispiel Berge) in Richtung

Äquator befinden sich daher öfter zwischen

Satellit und Satellitentelefon und

beeinträchtigen den Empfang. In Regionen

nördlicher Breite bis inklusive Großbritannien

und südlicher Breite bis inklusive Australien

ist Inmarsat innerhalb der jeweiligen

Netzabdeckung meist zu bevorzugen,

da diese Systeme eine bessere Sprachqualität

bieten als Iridium.

Inmarsat ist ein börsennotiertes britisches

Unternehmen mit Sitz in London.

Daneben gibt es noch folgende weitere Satellitentelefonsysteme,

welche aber nicht

berücksichtigt wurden:

––

Globalstar

ist in der Funktionsweise vergleichbar

mit Iridium

––

Thuraya

ist in der Funktionsweise vergleichbar

mit Inmarsat

Wie vorstehend dargestellt hat Satellitentelefonie

Herausforderungspotentiale, die im

Krisenfall problematisch werden können.

Auch wenn der nachstehend beschriebene

Weg im deutschen Testplan nicht berücksichtigt

wurde, so sei kurz dargestellt, wie

auf andere Art und Weise (dauerhafte) Redundanz

hergestellt werden könnte:

Systeme auf 406-MHz-Funkbasis aus der

Luft- und Seefahrt sind eine Alternative zu

den klassischen Satellitentelefonen. Und

mit klassischen Handfunkgeräten wie dem

TLKR T80 Extreme PMR Funkgerät lassen

sich Reichweiten von 10 km und mit entsprechendem

CB-Funk lassen sich Entfernungen

von bis zu 60 km problemlos und

sehr kostengünstig im Notfall überbrücken.

Und natürlich gibt es das Thema exklusives

Funknetz im Frequenzbereich von

450 MHz:

Ein solches Funknetz bietet aufgrund der

Frequenzeigenschaften die notwendige

Gebäudedurchdringung und erfordert zudem

verhältnismäßig wenig Antennenstandorte

in der Fläche. Dadurch ist es im

Vergleich zu anderen Funknetzen nicht nur

technisch besser geeignet, sondern lässt

sich auch deutlich einfacher und kostengünstiger

errichten und betreiben.

Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben

(BOS) verfügen bereits über

diverse exklusive Frequenzzuteilungen,

beispielsweise im Bereich 700 MHz, während

Betreiber kritischer Infrastrukturen

der Energiewirtschaft bislang noch keine

Frequenzen erhalten haben.

Die für Funkfrequenzen zuständige Bundesnetzagentur

hat sich durch die Eröffnung

eines Vergabeverfahrens zugunsten der Anwendungen

für die Energiewirtschaft ebenfalls

klar positioniert, wenngleich das Verfahren

noch unter Vorbehalt einer finalen

Entscheidung der Bundesregierung über

den Verwendungszweck der Frequenz steht.

7.2 (Allgemeine) Datenkommunikation

In Sachen der (allgemeinen) Datenkommunikation

wurde im Testplan folgendes

festgehalten:

Die Datenkommunikation zwischen den

Leitstellen der Netzbetreiber und Leitstellen

der SNN bzw. direkt zu den SNN über

Leitstellenkopplungen und andere Datenverbindungen

ist mit dem Austausch von

Zustandsdaten von Netz-, Erzeugungs- und

Verbrauchsanlagen, dem Austausch von

Messwerten und der Vorgabe von Sollwerten

eine wichtige und besonders in Krisensituationen

unbedingt notwendige Funktionalität.

Zu den für die Datenkommunikation

notwendigen Systemen und Einrichtungen

gehören auch die gesicherten Übertragungswege

über die Weitverkehrs- und

Prozessdatennetze der beteiligten Partner.

Tests zur Schwarzfallfestigkeit dieser

Datenkommunikationssysteme sind auch

dann erforderlich, wenn sie im Normalbetrieb

genutzt werden.

Testverantwortliche für die jährlichen Prüfungen

sind die Typen B, C und D der Energieerzeugungsanlagen.

Auch wenn es hier auf den ersten Blick heißen

mag: „Das ist nun wirklich kein Problem“

wird hier auf die nachfolgenden Sachverhalte

verwiesen.

Allgemeine Ausführungen zur

Prozessdatenkommunikation:

Vergegenwärtigen wir uns an dieser Stelle

die Ausführungen zum Thema Prozessdatenkommunikation

der Expertengruppe

AG2 „Netzbetrieb und Systementwicklung“

der EnergieAgentur.NRW in der Publikation

NRW-Verteilnetze als intelligente

Plattform für die Energiewende:

„Die Datenkommunikation von der Leitstelle

in die Stationen (Umspannanlagen, HVSTs)

erfolgt in großen Teilen über eigene Telekommunikationskabel

(Kupfer, Lichtwellenleiter).

Teilweise erfolgt sie aber auch über öffentliche

Telekommunikations- oder Mobilfunknetze,

wo die Verlegung eigener Kabel

aus wirtschaftlichen Gründen nicht möglich

ist. Die Datenübertragung für die 110 kV Ebene

ist autark und damit unabhängig von öffentlichen

Netzen. Die der unteren Spannungsebenen

greifen heute auf die öffentlichen

Kommunikationsnetze zurück. Bei einem

flächendeckenden Stromausfall muss

davon ausgegangen werden, dass das öffentliche

Festnetz innerhalb von 1,5 Stunden und

das Mobilfunknetz innerhalb von 30 Minuten

nicht mehr zur Verfügung stehen.“

Wenn ein koordinierter strategischer Angriff

auf unsere Energiewirtschaft erfolgen

wird, so wird dieser mit einem Angriff auf

unser öffentliches Telekommunikationsnetz

verbunden sein.

Durch neue Märkte mit Flexibilitäten bis in

den Niederspannungsbereich werden immer

mehr online Referenzmesswerte für

den Netzbetrieb aus Smartmetern benötigt,

um die aktuelle sowie die geplante

Netzauslastung beurteilen zu können. Zudem

werden immer öfter Steuerboxen

(Vertriebs- und Netzschnittstelle in einem

Gerät) eingesetzt, welche zur Lastflusssteuerung

und Marktprodukten dienen.

Auch hieraus wird ersichtlich, dass ein TK-

Ausfall zu Schäden im Netz oder Systemausfällen

führen kann.

Berücksichtigung der IEC 62351

IEC 62351 ist die aktuelle Norm für die Sicherheit

von Energiemanagementsyste-

65


men und den Schutz energiebezogener

Daten. Im Mittelpunkt stehen dabei die

wichtigsten Anforderungen an die sichere

Datenkommunikation und -verarbeitung,

einschließlich Vertraulichkeit, Datenintegrität

und Authentifizierung.

Mit der Einführung von IEC 62351 wurde

ein enormes Vakuum in der Sicherheit von

Kommunikation in der Energiewirtschaft

gefüllt, um die bestehenden unsicheren

Kommunikationsprotokolle auf den neuesten

Stand zu bringen. Definiert wurde die

Norm durch das IEC TC 57, das technische

Komitee zur Entwicklung von Normen für

den Informationsaustausch.

Durch die Anwendung der Sicherheitsnorm

IEC 62351 unter anderem auf die

Protokolle 60870-5-101/-104, DNP3 und

IEC 61850 lässt sich End-to-End-Sicherheit

für Energiedatensysteme erreichen. Die

Normenreihe diktiert die Notwendigkeit

von Verschlüsselung und Zugriffskontrolle

durch Authentifizierung und Autorisierung.

So sieht IEC 62351-3 zum Beispiel

die Verschlüsselung mittels Transport Layer

Security (TLS) vor.

Mit der Anwendung von IEC 62351 allein

ist es aber nicht getan. Nach der Umsetzung

müssen die Sicherheitsmechanismen gepflegt

und fortlaufend aktualisiert werden,

um der sich weiterentwickelnden Bedrohungslandschaft

langfristig gewachsen zu

sein.

Eine Orientierung an der IEC 62351 sollte

somit ein zwingendes Muss darstellen.

7.3. Backup-Stromversorgung der

Kommunikationssysteme:

Durch den Testplan sind in Sachen Backup-

Stromversorgung der Kommunikationssysteme

folgende Aspekte zu beachten:

Die sichere Funktion der Backup-Stromversorgung

der Kommunikationssysteme

ist für einen erfolgreichen Netzwiederaufbau

unerlässlich und muss mindestens einmal

jährlich auf Funktion überprüft werden.

Die Einrichtungen zur Backup-Stromversorgung,

und somit die Durchführung der

Tests, stehen dabei in der Verantwortung

des jeweiligen Testverantwortlichen, was

in unserem speziellen Falle die Typen B, C

und D der Erzeugungsanlagen sind. Die

jährliche Überprüfung umfasst neben den

Endpunkten auch alle Zwischenstationen

auf den Kommunikationswegen. Die SNN,

die über Einrichtungen zur Backup-Stromversorgung

verfügen, sind ausschließlich

für die Überprüfung der Einrichtungen in

ihrem Eigentum verantwortlich.

Des Weiteren vergegenwärtigen wir uns in

diesem Zusammenhang auch.

5.5 Überprüfung kritischer IT-Systeme und

Anlagen:

Gemäß Testplan sind hier folgende Vorgaben

zu berücksichtigen:

„Der ÜNB testet die Funktionsfähigkeit kritischer

IT-Systeme und Anlagen mindestens

alle drei Jahre unter Berücksichtigung von

Haupt- und Reserve-Systemen und -Anlagen.

Bei Bedarf sind die beteiligten VNB und SNN

zu den Tests hinzuzuziehen. Diese Tests umfassen

dabei die Untersuchung der Funktionstüchtigkeit

unter anderem von Prognose-

Tools, der Netzsicherheitsrechnung und State

Estimation, der Fahrplanmanagement-,

Kraftwerkssteuerungs- und SCADA-Systemen

sowie der Kraftwerksleittechnik.“

Testverantwortliche sind dabei Erzeuger

der Typen C und D, wobei die Prüfung mindestens

alle drei Jahre durchzuführen ist.

Als Anforderungen werden dabei genannt:

––

EU-Verordnung 2017/1485: „Festlegung

einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb“

––

ENTSOE, „ENTSOE – Implementation

Guide for critical tools and facilities,“

––

EU-Verordnung 2017/2196: „Netzkodex

über den Notzustand und den Netzwiederaufbau

des Übertragungsnetzes“

Bei der durch Kapitel 5.5 geforderten Überprüfung

der Funktionstüchtigkeit von Kraftwerkssteuerungs-

und SCADA-Systemen sowie

der Kraftwerksleittechnik sind wir natürlich

sehr nahe bei dem IT-Sicherheitskatalog

nach § 11 Abs. 1b EnWG, wobei

durch die Referenzierung auf die Typen C

und D letztlich die (bisherigen) Schwellenwerte

der KRITIS-VO in Frage gestellt werden.

Korrelation zu den Anforderungen

nach ISO/IEC 27001, 27002 und

27019

Auch wenn im Rahmen der Zertifizierung

nach dem IT-Sicherheitskatalog nach § 11

Abs. 1b EnWG keine Zertifizierung nach

ISO/IEC 27001 in Verbindung mit ISO

37002 und 27019 für die Energieerzeuger

unter dem Schwellwert von 420 MW gefordert

ist, so ist zumindest eine entsprechende

Implementierung nachzuweisen.

Die Umsetzung des Testplans führt letztlich

dazu, dass wichtige Eckpunkte der

ISO/IEC 270xx Normenfamilie nachgewiesen

werden (können):

13.1, ISO/IEC 27002:

Netzwerkssicherheitsmanagement:

Ziel:

Der Schutz von Informationen in Netzwerken

und den unterstützenden informationsverarbeitenden

Einrichtungen ist sichergestellt.

Hier sei unter anderen verwiesen auf:

––

13.1.1 Netzwerksteuerungsmaßnahmen

––

13.1.2 Sicherheit von Netzwerkdiensten

––

13-1-3 Trennung in Netzwerken

13.2, ISO/IEC 27002:

Informationsübertragung

Ziel:

Die Sicherheit von übertragener Information,

sowohl innerhalb einer Organisation

als auch mit jeglicher externen Stelle, ist

aufrechterhalten.


––

13.2.1 Richtlinien und Verfahren für die

Informationsübertragung

––

13.2.2 Vereinbarungen zur Informationsübertragung

––

13.2.3 Elektronische Nachrichtenübermittlung

––

13.2.4 Vertraulichkeits- oder Geheimhaltungsvereinbarungen

14.1, ISO/IEC 27002:

Sicherheitsanforderungen an Informationssysteme

Ziel:

Es ist sichergestellt, dass Informationssicherheit

ein fester Bestandteil über den gesamten

Lebenszyklus von Informationssystemen

ist. Dies beinhaltet auch die Anforderungen

an Informationssysteme, die

Dienste über öffentliche Netze bereitstellen.

Hier sei unter anderem verwiesen auf:

––

14.1.1 Analyse und Spezifikation von IS-

Anforderungen

––

14.1.2 Sicherung von Anwendungsdiensten

in öffentlichen Netzwerken

––

14.1.3 Schutz der Transaktionen in Anwendungsdiensten

17.1, ISO/IEC 27002:

Aufrechterhalten der Informationssicherheit

Ziel:

Die Aufrechterhaltung der Informationssicherheit

sollte in das Business Continuity

Managementsystem der Organisation eingebettet

sein.


––

17.1.1 Planung und Aufrechterhaltung

der Informationssicherheit

––

17.1.2 Umsetzung der Aufrechterhaltung

der Informationssicherheit

––

17.1.3 Überprüfen und Bewerten der

Aufrechterhaltung der Informationssicherheit

17.2, ISO/IEC 27002:

Redundanzen

Ziel:

Die Verfügbarkeit von informationsverarbeitenden

Einrichtungen ist sichergestellt.


––

17.2.1 Verfügbarkeit von informationsverarbeitenden

Einrichtungen

Kosten-Nutzen-Analyse für die

Umsetzung des Testplans

Es ist immer schwer vorherzusagen, ob die

Kosten für Zusatzmaßnahmen in der IT/

OT-Security bzw. in der Cyber-Security gerechtfertigt

sind, da ja bis dato in der EU

noch nichts geschehen ist. Die verschie-

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densten Szenarien, zum Beispiel durch

Vorführungen auf den Chaos Computer

Club Kongressen oder den gut dokumentierten

Netzvorfällen in der Ukraine belegen

hinreichend, dass die Gefahr real gegeben

ist.

Zwei wichtige Aspekte werden in der Gesamtbetrachtung

dabei leider außer Acht

gelassen:

––

Durch die Energiewende und die damit

verbundene sukzessive Abschaltung von

Kernkraftwerken und Kohlekraftwerken

in Deutschland nimmt die Komplexität

durch schwerer (aus IT/OT-Sicherheitssicht)

regulierbare Erzeuger aus regenerativen

Quellen zu.

––

Es seien ernsthafte Zweifel aus Erfahrung

angebracht, dass in allen Ländern

der EU die dem Testplan vorgelagerten

EU-Verordnungen so dezidiert umgesetzt

werden wie in Deutschland oder

Frankreich. Aufgrund der globalen Verflechtungen

im EU-Energiemarkt reicht

es aber nicht aus, wenn die entsprechenden

EU-Verordnungen nur in Deutschland

und Frankreich mustergültig umgesetzt

werden.

Letztlich bedingt die Energiewende somit

eine viel größere Komplexität, so dass neben

der IT-/OT-Sicherheit auch aufgrund

technischer Unwägbarkeiten ein Black-Out

durchaus in den Bereich des Möglichen gerät,

so dass alleine aus diesen Gründen ein

Bedarf zur Umsetzung des Testplans –auch

aus Kosten-Nutzen-Gesichtspunkten- zu

befürworten ist.

Referenzen

NC ER (2017/2196): Netzkodex über den Notzustand

und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes,

Amtsblatt der Europäischen

Union, Brüssel, 24. November 2017.

NC RfG (2016/631): Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen

für Stromerzeuger der

Europäischen Kommission, Amtsblatt der Europäischen

Union, Brüssel, 14. April 2016.

Forum Netztechnik/Netzbetrieb (FNN) – VDE,

VDE-AR-N 4105: Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz

– Technische Mindestanforderungen

für den Anschluss und Parallelbetrieb

von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz,

VDE Verlag GmbH, Berlin, 2018.


VDE-AR-N 4142: Automatische Letztmaßnahmen

zur Vermeidung von Systemzusammenbrüchen,

VDE Verlag GmbH, Berlin,

2018.

Bundesnetzagentur, BK6-16-166 Beschluss

Schwellwerte Erzeugungsanlagen Typ B,C,D,

Bonn, 2018.

SO GL (2017/1485): Festlegung einer Leitlinie für

den Übertragungsnetzbetrieb, Amtsblatt der

Europäischen Union, Brüssel, 2017.

ENTSOE, ENTSOE – Implementation Guide for

critical tools and facilities, Brüssel, 2016.


VDE-AR-N 4131: Technische Regeln für den

Anschluss von HGÜ-Systemen und über HGÜ-

Systeme angeschlossene Erzeugungsanlagen

(TAR HGÜ), VDE Verlag GmbH, Berlin,

2018. l

VGB-Standard

IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen

Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-DE

DIN A4, 73 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.

DIN A4, 73 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.

Das Thema der IT-Sicherheit für die Anlagen der Strom- und Wärmeerzeugung (Erzeugungsanlagen)

rückt insbesondere für die Systeme der Leittechnik immer mehr ins Blickfeld der Anwender und Hersteller.

Folgende Entwicklungen haben diesen Zustand maßgeblich beeinflusst:

– Der immer weiter um sich greif

VGB POWERTECH Issue 3 (2020)

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